Es uno de los factores que explica la caída sostenida en la producción de petróleo, que había frenado su ritmo, pero volvió a acentuarse en 2026.
Las inversiones petroleras en Mendoza cayeron casi 80% en una década y la baja en la producción se acentúa en 2026
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En 2014, según las estadísticas de la Secretaría de Energía de Nación, las petroleras hicieron inversiones en explotación en Mendoza por US$ 515 millones. Diez años después, en 2024, sólo alcanzaron los US$ 112 millones, lo que marca una caída del 78% en una década.
Sin embargo, cuando se trata de la exploración petrolera -clave para poder identificar nuevos recursos en un contexto de envejecimiento de las perforaciones existentes- la disminución alcanza el 94%. Según las declaraciones juradas que presentan las compañías, en 2014 se habían invertido US$ 107 millones en tareas exploratorias y, en 2024, apenas US$ 7 millones.
En 2025, las petroleras se habían comprometido -aún no están disponibles los datos de inversiones efectivas- a invertir US$ 97 millones en explotación en Mendoza (lo que implica una disminución del 13% en comparación con 2024), pero a incrementar a US$ 32 millones las de exploración (+365%).
La baja en los desembolsos tiene un correlato en la extracción de crudo: en el primer bimestre de 2026 se produjo un descenso en la producción del 8% en comparación con el mismo periodo de 2025. En enero y febrero de este año se extrajeron, también según las estadísticas de Nación, 469.399 metros cúbicos, y el año pasado, 653.159.
La producción petrolera viene en picada por una serie de factores. El primero de ellos, la antigüedad de los pozos petroleros convencionales en la provincia (y en todo el país), lo que hace que cada vez se obtenga menos hidrocarburos.
En Mendoza se logró desacelerar el ritmo de ese descenso, que venía siendo del 4% anual en promedio, e incluso conseguir un repunte -del +1,3%- en 2024. Pero en 2025 volvió a disminuir un poco por encima del promedio: 4,9%, producto, en gran medida, de la salida de YPF de las áreas maduras, a través del Plan Andes, y un proceso de transición a las nuevas operadoras que impactó en los números.
Pero la falta de inversiones es otro de los que explican esta merma productiva. La atracción de Vaca Muerta hizo que los principales operadores se enfocaran en Neuquén y el resto del petróleo quedara en manos de empresas más pequeñas.
En el último llamado a licitación nacional e internacional que realizó el Gobierno provincial, se ofrecieron 17 áreas hidrocarburíferas, pero sólo hubo seis ofertas. Desde el Ministerio de Energía y Ambiente, de todos modos, celebraron la participación empresaria en un escenario desafiante para la industria. Por otra parte, resaltaron que en 2024 se adjudicaron cinco áreas -tres de exploración y dos de explotación- después de que no se habían realizado llamados desde 2019.
El vicepresidente de la Cámara Mendocina de Empresas de Servicios Petroleros (Camespe), Enrique Álvarez, señaló que la ausencia de inversiones es un problema y que el petróleo convencional siempre va en declino y, cuando pueden dedicarse al no convencional, para las compañías es preferible poner el dinero en ese sector, porque es más rentable.
En el convencional, en cambio, existe la opción de la recuperación terciaria, con inyección de polímeros, que puede mejorar la producción en los pozos existentes, pero que requiere de una inversión significativa y un tiempo para obtener resultados. De todos modos, algunas empresas en Mendoza lo están haciendo.
En cuanto al panorama para las compañías prestadoras de servicios en la provincia, Álvarez indicó que la mayoría trabaja en el petróleo convencional y muy pocas en el no. Se debe tener en cuenta, por otra parte, que recién se está empezando a explorar el potencial en el sur de Malargüe, que comparte la formación de Vaca Muerta con Neuquén.
Otro dato de la Secretaría de Energía que permite apreciar la desinversión en el sector petrolero mendocino es la baja en la cantidad de metros perforados. En 2015, se habían perforado en Mendoza 200.401 metros para explotación y 10 años después, en 2025, apenas 4.837 metros.
Las cifras venían oscilando, entre 2010 y 2019, de 75 mil a 200 mil, pero en 2020 se desplomaron a menos de 19 mil y lograron llegar a los 30 mil en 2022, para caer nuevamente a 1.415 en 2023 y 2.105 en 2024. Se podría decir que en 2025 hubo un leve repunte.
En cuando a las perforaciones de exploración, en 2015 se concretaron 17.376 metros en la provincia, pero en 2025 nada, cero metros; idéntico número que en 2020. Desde 2012 y hasta 2018, la cantidad de metros estaba por encima de 10 mil hasta llegar a un pico de 35 mil en 2014, pero después de la pandemia apenas logró superar los 5 mil metros en 2022 y 2023.
“No hay perforación. O muy poca. En Mendoza Norte no existe perforación en este momento. Y en el sur, las únicas empresas que han hecho pozos son Petroquímica Comodoro Rivadavia y Hattrick. Pero no hay mucho más que eso”, planteó el directivo de Camespe.
Sumó que, cuando se adjudican o ceden áreas, las empresas se comprometen a invertir, pero ese dinero no se refleja en incrementos de producción, ni tampoco en derrame hacia las prestadoras de servicios para el sector petrolero.
“Si no hay perforación, no hay pozos nuevos. Y de exploración ni hablemos, porque se necesitan grandes inversiones y acá sólo PCR está haciendo un pozo exploratorio profundo, que está en curso en este momento. La otra que va a hacer exploración en el sur es Quintana, que es la parte de no convencional”, indicó. También YPF realizó una primera perforación en la lengua mendocina de Vaca Muerta y comprometió una segunda, que aún no se realiza.
Álvarez mencionó que hay algo de reconversión para inyectar agua con el objetivo de producir más. Pero afirmó que no hay grandes resultados ni se están reactivando pozos no operativos. “Evidentemente, no existen objetivos que permitan desarrollo”, lamentó.
Pero también reconoció que YPF no estaba haciendo muchas perforaciones en los yacimientos maduros antes de retirarse. Sí se había comprometido, y avanzó, en realizar tareas de abandono de pozos improductivos.
Un informe del Ieral, de la Fundación Mediterránea, señala que, en 2025, la producción promedio diaria de petróleo creció un 13%. Pero que ese crecimiento tuvo dos comportamientos divergentes: la producción convencional mostró un declive anual del 5,5%, mientras que la no convencional se expandió 28%.
También plantea tres etapas en la extracción: una declinación estructural, con un descenso acumulado del 40% entre 1998 y 2017, ligada al petróleo convencional; una leve recuperación en 2018 y 2019, con caída del 5,3% en 2020, por la pandemia; y una expansión acelerada a partir de 2021, vinculada al no convencional, que hizo trepar la producción un 54% en cuatro años y llevó a sobrepasar los máximos históricos en 2025.
La producción convencional muestra una caída continua, advierte el análisis, sin años de recuperación sostenida. “Incluso, durante el boom reciente de la producción total, el convencional sigue contrayéndose (−5% anual en promedio reciente). El agotamiento de campos maduros y la menor inversión relativa explicarían esta dinámica”, plantea el documento.
Y suma que, en la actualidad, la principal provincia petrolera es Neuquén, con el 65% de la producción de crudo, seguida por Chubut con el 15,5% y Río Negro, con el 2,6%. El resto está compuesto por el territorio del Estado Nacional y las provincias de Santa Cruz, Mendoza, Salta, Tierra del Fuego, La Pampa, Formosa y Jujuy.