El Gobierno provincial está por lanzar un llamado a licitación por cinco nuevas áreas de explotación y ya lanzó una para explorar otras doce.
De enero a septiembre, la producción petrolera en Mendoza cayó 4,6%
Foto:
Después de un par de años en los que la producción petrolera en Mendoza logró revertir la tendencia a la disminución e, incluso, en 2024 tuvo un leve incremento, las cifras vuelven a reflejar un declive productivo, del 4,6% en los primeros nueve meses del año.
El principal factor que explica esto, más allá de la madurez de los yacimientos convencionales, es el retiro de YPF de las áreas maduras. Si bien otras empresas han tomado esas explotaciones, se produjo un periodo de transición que ha tenido su impacto en las estadísticas.
Mendoza no escapa a la tendencia que se observa en todos los pozos maduros en el país, de la mano del enfoque por parte de las grandes compañías petroleras en la explotación no convencional.
Desde el Gobierno provincial, sin embargo, resaltan que hay interés en seguir avanzando en la exploración de áreas convencionales y anunciaron que pronto lanzarán una licitación para la concesión de cinco áreas de explotación.
De enero a septiembre de 2025, se obtuvieron en Mendoza 2.355.170 metros cúbicos de hidrocarburos, lo que representa una disminución del 4,6% con respecto a los 2.467.960 m3 que se extrajeron en el mismo periodo de 2024, según los registros de la Secretaría de Energía de Nación.
Cuando la comparación se extiende a 2015, la caída es mucho más marcada y alcanza el 31%, ya que en los primeros nueve meses de ese año se obtuvieron 3.417.396 m3. Esto puede entenderse, en parte, por la madurez de las perforaciones, en las que naturalmente va disminuyendo el crudo, por tratarse de un recurso no renovable, pero también responde a otras variables, como el reacomodamiento del mercado.
Para entenderlo, diez años atrás, YPF había obtenido 2.168.461 m3 en el acumulado de enero a septiembre, mientras este año sacó 1.069.888 m3; lo que marca una disminución del 51%, muy por encima del promedio de merma de todas las empresas.
Otro dato que permite apreciar esto es que Petróleos Sudamericanos, la nueva concesionaria del clúster Mendoza Norte, uno de los tres que fueron incluidos por YPF en el Plan Andes 1, recién comenzó a aportar a las cifras de producción en abril de 2025. Pero, desde entonces, viene sacando más de la mitad del crudo que obtiene la petrolera estatal en la provincia.
Este proceso aún sigue en marcha, ya que, en agosto, YPF lanzó la segunda etapa del Plan Andes, para terminar de retirarse de los activos convencionales en el país. En total, cederá 16 áreas convencionales en Mendoza, Chubut, La Pampa, Río Negro y Salta.
En la provincia, las áreas que salen a la venta, en una venta que -como en la primera etapa- está desarrollando en Banco Santander, están agrupadas en el clúster Chachahuen, el clúster Malargüe y el clúster MZA No Operado (compartido con La Pampa).
El CEO de la empresa, Horacio Marín, había expresado que “YPF no puede invertir en todos lados, no cuenta con los recursos financieros suficientes". También que "tiene que enfocarse en donde hay más rentabilidad, así aparecerán otras empresas que probablemente operen esas áreas mejor que YPF".
Petróleo: en enero de 2025, en el marco del Plan Andes, el Gobierno provincial y YPF oficializaron la cesión del denominado Clúster Norte a la empresa Petróleos Sudamericanos S.A.
El director de Hidrocarburos de la provincia, Lucas Erio, anunció que están trabajando en el llamado a licitación de cinco áreas de explotación, que actualmente están produciendo hidrocarburos, lo que permite aprovechar la infraestructura existente y darles continuidad operativa a estas áreas. Además, registran potencial de reactivación de pozos e inclusive de exploración complementaria.
Subrayó que el llamado se realizará con el modelo de licitación continua que implementó el Ministerio de Energía y Ambiente el año pasado, para incentivar y movilizar la industria de los hidrocarburos de Mendoza.
Por otra parte, a principios de septiembre, el Gobierno licitó doce áreas exploratorias, tanto en la cuenca Cuyana como en la Neuquina. Erio detalló que dos de ellas ya tienen interés por parte de empresas.
Una es PCR (Petroquímica Comodoro Rivadavia), que presentó una iniciativa privada por el área Río Atuel, con un plan de inversiones que la autoridad de aplicación entendió era satisfactorio y la declaró de interés público. Por eso, resaltó, esa área se licita con el derecho de preferencia al iniciador (PCR).
La otra es Atuel Sur, que Hatric presentó un TEA (Contrato de Evaluación Técnica, por sus siglas en inglés), por tratarse de un área netamente exploratoria. La empresa evaluó información geológica y, después de un extenso trabajo de gabinete que realizaron con los datos históricos, pidió a la autoridad de aplicación que se licite; también con derecho de preferencia.
“Esto demuestra que hay exploración de interés en la provincia. Que los campos convencionales todavía tienen oportunidad de exploración. Porque si esto arroja buenos resultados, va a permitir certificar reservas, reactivar producción, tener regalías que hoy la provincia no tiene y un impacto económico en la cadena de valor”, resaltó el director de Hidrocarburos.
El Instituto de Energía de la Universidad Austral organizó el webinar “¿Han muerto los convencionales?”, en el que expertos analizaron el importante declive en la producción de gas y petróleo convencional, del 38% y 39%, respectivamente, en la última década.
Si bien se planteó que el desarrollo del no convencional ha permitido compensar en parte este descenso, destacaron que los yacimientos convencionales aportan más del 50% del crudo necesario para el parque de refinación local, especialmente crudos pesados imprescindibles para la producción de gasoil.
Por otra parte, resaltaron que el sector genera empleo directo e indirecto, y que en provincias como Chubut y Santa Cruz representa entre el 8% y el 13% del empleo privado formal.
Entre las consecuencias de que esta tendencia a la baja se sostenga, señalaron: la pérdida de autosuficiencia energética, la caída de empleos de alta remuneración, la menor recaudación fiscal para provincias productoras, la subutilización de infraestructura existente -como oleoductos y gasoductos-, y el impacto social potencial, que podría traducirse en el surgimiento de “ciudades fantasmas” en zonas altamente dependientes de la actividad hidrocarburífera.
En cuanto a las medidas que podrían adoptarse para sostener la explotación, mencionaron la eliminación de derechos de exportación al crudo convencional, la adecuación de las regalías provinciales, la implementación de incentivos fiscales y amortización acelerada, la simplificación regulatoria y ambiental, y la facilitación de la recuperación secundaria y terciaria de reservas existentes.
Todo esto, que consideran estratégico para asegurar la continuidad de un sector que complementa al no convencional, requiere un trabajo articulado entre Nación, provincias, sindicatos y empresas operadoras y de servicios.