No es un dato de coyuntura sino una radiografía estructural. Entre enero de 2009 y julio de 2018, la producción diaria de petróleo en Argentina cayó 21,6%, de 97.924,6 m3 a 76.777,7 m3, mientras el gas subió apenas 0,69%, de 131,22 a 132,13 millones de m3 por día. El corte oficial del SESCO deja una conclusión simple: el upstream pasó a depender más de pocas cuencas y de un puñado de activos con escala.

En ese mapa, la Cuenca Neuquina sobresale con claridad. En julio de 2018 explicó 42,24% de la producción petrolera argentina y 60,19% de la gasífera. La concentración no es solo una foto geológica. También cambia cómo se reparten los costos fijos, la infraestructura y el riesgo operativo dentro del sistema.

La implicancia económica es directa. Cuando el volumen se concentra, los activos más productivos diluyen mejor sus costos fijos y ganan competitividad relativa. En cambio, los campos rezagados quedan con menos margen para absorber estructura, transporte y servicios. Por eso, para leer costos en upstream no alcanza con mirar el precio internacional: también importa cuánto produce cada activo y qué escala efectiva logra sostener.

Como línea de base histórica, el corte a julio de 2018 sigue siendo útil en mayo de 2026 para entender una lógica que no desapareció: si la oferta crece sobre pocos hubs, la eficiencia promedio mejora en los ganadores, pero el sistema entero se vuelve más dependiente de sus cuellos de botella y de su disciplina de capital.