Neuquén produjo 2,96 millones de m3 y dejó 98,4% del crudo en shale y tight oil
La serie oficial de abril de 2026 muestra 2.959.901,20 m3 de petróleo en Neuquén, con 2.904.291,36 m3 de shale oil y apenas 47.729,78 m3 convencionales. El salto interanual fue de 36,5%, pero el dato clave es la mayor concentración de la matriz y la presión sobre servicios e infraestructura.
En abril de 2026, Neuquén produjo 2.959.901,20 m3 de petróleo, según la serie oficial de la Secretaría de Energía. De ese total, 2.904.291,36 m3 provinieron de shale oil, 47.729,78 m3 de producción convencional y 7.880,05 m3 de tight oil. La foto mensual deja una conclusión simple: shale y tight explicaron 98,4% del crudo provincial.
La comparación interanual refuerza esa tendencia. En abril de 2025, la misma serie marcaba 2.167.679,79 m3 de petróleo en Neuquén, con 2.086.135,91 m3 de shale oil, 70.659,54 m3 convencionales y 10.884,34 m3 de tight oil. Entre un abril y otro, el volumen total subió 36,5%, mientras el convencional cayó 32,5% y el tight retrocedió 27,6%.
El crecimiento, entonces, no vino de una matriz más equilibrada sino de una dependencia todavía mayor del shale oil. Esa concentración cambia el eje de la discusión regional: el interrogante ya no pasa solo por la disponibilidad de recurso, sino por la capacidad operativa para sostener el ritmo de perforación, completación, evacuación, logística y tratamiento.
La señal también es relevante para la planificación empresarial y de infraestructura. Con un convencional que pierde peso y un tight que no compensa, la producción neuquina gana escala, pero también exige más precisión en servicios, redes y tiempos de ejecución. En una provincia donde casi todo el crecimiento del crudo llega por shale, cualquier atraso operativo impacta más rápido sobre el conjunto del sistema.
La comparación interanual refuerza esa tendencia. En abril de 2025, la misma serie marcaba 2.167.679,79 m3 de petróleo en Neuquén, con 2.086.135,91 m3 de shale oil, 70.659,54 m3 convencionales y 10.884,34 m3 de tight oil. Entre un abril y otro, el volumen total subió 36,5%, mientras el convencional cayó 32,5% y el tight retrocedió 27,6%.
El crecimiento, entonces, no vino de una matriz más equilibrada sino de una dependencia todavía mayor del shale oil. Esa concentración cambia el eje de la discusión regional: el interrogante ya no pasa solo por la disponibilidad de recurso, sino por la capacidad operativa para sostener el ritmo de perforación, completación, evacuación, logística y tratamiento.
La señal también es relevante para la planificación empresarial y de infraestructura. Con un convencional que pierde peso y un tight que no compensa, la producción neuquina gana escala, pero también exige más precisión en servicios, redes y tiempos de ejecución. En una provincia donde casi todo el crecimiento del crudo llega por shale, cualquier atraso operativo impacta más rápido sobre el conjunto del sistema.
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