El descenso se observa en todas las provincias petroleras, con la excepción de Neuquén. Cuál es el potencial hacia adelante.
En el primer mes de 2026, la producción petrolera tuvo una caída interanual del 11%
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En enero de 2026, la producción de petróleo en Mendoza registró una caída interanual del 11%, según las estadísticas de la Secretaría de Energía de Nación. Si bien los números van oscilando y el primer mes de 2025 fue el de mayor extracción de todo el año pasado, el valor de arranque de este año es inferior al más bajo de 2025.
En cifras, en enero de 2026, todas las empresas que operan en la provincia extrajeron 240.586 metros cúbicos. Esto, mientras en el mismo mes de 2025 se habían alcanzado los 296.188 m3. El valor más bajo del año pasado fue el de febrero, cuando se obtuvieron 241.583 m3.
Cuando la comparación se extiende a siete años atrás, en enero de 2019 se extrajeron 340.948 m3 en Mendoza, un 42% más que en el inicio de 2026. Esta merma responde tanto a la madurez de los pozos -la mayoría se viene explotando desde hace 60 años, por lo que cada vez se extrae una mayor proporción de agua que de petróleo-, como a que Vaca Muerta, en Neuquén, atrajo el interés de las grandes compañías (incluida YPF), que se retiraron de la explotación convencional para enfocarse en la no convencional.
En febrero de 2024, se conoció que YPF estaba buscando posibles inversores para diversas áreas maduras en todo el país, lo que se conoció como el Plan Andes. El objetivo de la petrolera estatal era retirarse de esos yacimientos convencionales para que otras empresas con estructuras -y costos- menores, las tomaran y pudieran explotarlas de manera rentable.
En Mendoza, esas áreas se agruparon en tres clústeres, que empezaron a ser operados por las nuevas compañías en distintos momentos. El objetivo del traspaso era que el nivel de producción que tenían en manos de YPF, como mínimo, se mantuviera, pero con la mira en que, a mediano plazo, empezara a incrementarse, gracias a inversiones que los concesionarios se comprometieron a realizar.
Para conocer cuál era la producción de YPF se puede tomar como referencia la información que la misma petrolera brindó a los potenciales interesados cuando lanzó el Plan Andes. En abril de 2024, estos recibieron un documento que presentaba un detalle de cada uno de los clústeres que salían a la venta.
El clúster Mendoza Norte tenía, a principios de 2024, una extracción diaria promedio de 1.864 m3; el Mendoza Sur, de 332 m3; y el clúster Llancanelo, de 289 m3. En promedio, en 2025, Petróleos Sudamericanos, la empresa que tomó el clúster Mendoza Norte, produjo 1.828 m3 diarios (un 2% menos que YPF); Quintana E&P, quien comenzó a operar el clúster Mendoza Sur, obtuvo 201 m3 (40% menos); y Petroquímica Comodoro Rivadavia, que se hizo cargo del clúster Llancanelo, alcanzó los 266 m3 (un 8% menos que la petrolera estatal).
Se debe recordar que la primera empresa que tomó las áreas que dejaba YPF fue Petroquímica Comodoro Rivadavia, porque ya operaba en la provincia, mientras que con las otras dos el proceso de análisis por parte del Ejecutivo provincial -que es el que tiene que autorizar el traspaso de la concesión- fue más extenso, ya que no tenían antecedentes de operación en Mendoza.
Petróleos Sudamericanos recién aparece en las estadísticas de la Secretaría de Energía de Nación en abril de 2025, que es cuando comenzó efectivamente a producir. En tanto, Quintana E&P figura en los registros a partir de julio del año pasado.
En cuanto a la producción de enero de 2026, dos empresas tuvieron una caída con respecto a 2025. Petróleos Sudamericanos pasó de los 1.828 m3 diarios promedio de abril a diciembre de 2025 a 1.716 m3 en el primer mes de este año (-6%). Quintana E&P tuvo un descenso más marcado: de 201 m3 promedio de julio a diciembre a 174 m3 en enero (-13%), y, de hecho, viene en baja mensual sostenida desde el año pasado.
En cambio, Petroquímica Comodoro Rivadavia logró aumentar la extracción mensual, ya que en el primer mes de este año alcanzó los 339 m3, un 28% que los 266 m3 de promedio mensual el año pasado.
El descenso productivo en Mendoza no puede adjudicarse a la coyuntura local, sino a una situación compartida con las otras provincias que tienen explotaciones convencionales. Para entenderlo, la segunda provincia con mayor producción de petróleo es Chubut, con 587.163 m3 en enero de 2026, un 20% menos que en el mismo mes de 2019 (736.578 m3).
Le sigue en el podio Santa Cruz, con 255.014 m3 en el primer mes de este año, un 43% por debajo de 2019 (444.577 m3). Mendoza, en tanto, en el cuarto lugar, tuvo una reducción del 29%, al pasar de 340.948 m3 a 240.586 m3. Y Río Negro, que producía 444.577 m3 en enero de 2019, bajó a 114.849 en 2026 (-21%).
Otras dos provincias que tuvieron mermas productivas marcadas son La Pampa, en donde la extracción de petróleo cayó 39% en siete años (de 84.331 m3 en enero de 2019 a 51.404 m3 en enero de 2026) y Tierra del Fuego, jurisdicción en la que la caída alcanzó el 78%: de 51.586 m3 a 11.459 m3.
Como contraparte, en el mismo periodo, Neuquén tuvo un crecimiento del 377%: en el primer mes de 2019 se habían extraído 622.861 m3 -con lo que era la segunda provincia en producción petrolera después de Chubut- y en enero de 2026 se llegó a 2.971.259 m3.
El Ejecutivo provincial viene desarrollando diversas acciones para intentar sostener la producción convencional de petróleo. Y, de hecho, ha logrado frenar el ritmo de declive y hasta se logró un crecimiento en 2024. Una de ellas fue implementar un modelo de licitación continua de áreas petroleras, que apunta a dar mayor agilidad y favorecer inversiones.
A principios de febrero, se abrieron los sobres de la licitación de 17 áreas hidrocarburíferas, tanto de explotación como de exploración, y se recibieron seis ofertas, que se están analizando. En 2024 ya se adjudicaron otras cinco -tres de exploración y dos de explotación- con compromisos de inversión para los próximos años.
Asimismo, autoridades provinciales han participado de ferias nacionales e internacionales para dar a conocer el potencial de Mendoza. Esto, tanto en el petróleo convencional como en el no convencional, con los resultados favorables de la primera etapa de exploración de la lengua mendocina de Vaca Muerta(en el sur de Malargüe, por parte de YPF).
Estos hallazgos favorecieron que la petrolera estatal decidiera avanzar en una segunda instancia, con la perforación de otro pozo exploratorio (lo que confirmó el CEO de YPF, Horacio Marín, en Nueva York, recientemente). Como también que Quintana E&P haya propuesto realizar estudios en la zona de Cañadón Amarillo, incluida en el clúster Mendoza Sur y colindante a CN-VII y a Paso Bardas Norte (donde está explorando YPF), para determinar el potencial del no convencional.