Se encontraban concesionadas, pero fueron revertidas recientemente. La licitación será nacional e internacional y la concesión por 25 años.
Qué características tienen las cinco áreas de explotación petrolera que el Gobierno provincial licitó
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El Gobierno provincial llamó a licitación pública nacional e internacional para la concesión de cinco áreas de explotación de petróleo, que actualmente se encuentran en producción. El director de Hidrocarburos de la provincia, Lucas Erio, resaltó que se podrá aprovechar la infraestructura existente y darles continuidad operativa a estas áreas.
Además, registran potencial de reactivación de pozos e inclusive de exploración complementaria. Se trata de: Atamisqui, El Manzano, Loma Cortaderal–Cerro Doña Juana, Puesto Molina Norte y Puntilla del Huincán. Se encontraban adjudicadas a YPF y El Trébol, pero fueron revertidas recientemente.
El plazo de concesión de las áreas será de 25 años y los concesionarios deberán realizar un pago inicial equivalente al 0,5% de la producción acumulada proyectada para los primeros diez años del plan de explotación. El valor del pliego de bases y condiciones se fijó en US$ 15.000 (a pagar en pesos al tipo de cambio vendedor del Banco de la Nación).
Erio subrayó que el llamado se realiza 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.
Atamisqui (Rivadavia) tiene una superficie de 214 km2, contiene 56 pozos ya perforados y se descubrieron cuatro yacimientos: Tierras Blancas Norte, Atamisqui Norte, Atamisqui Sur y El Quemado. De las 34 perforaciones que resultaron productivas se obtuvo una producción acumulada a julio de 2025 de 1.918.064 m3 de petróleo y 45 mm3 de gas.
El área El Manzano (Malargüe) tiene una superficie de 630 km2 y se han perforado 51 pozos, de los que 6 se encuentran en producción efectiva, 14 inactivos y 31 abandonados. Se han realizado estudios de sísmica 2D y 3D.
En Loma Cortaderal – Cerro Doña Juana (Malargüe), que se encuentra dentro de la franja mendocina de Vaca Muerta, se realizaron diversas perforaciones exploratorias, que revelaron la presencia de petróleo y abundante gas. Se cuenta con información sísmica 2D.
El área Puesto Molina Norte (Malargüe) abarca una extensión de 157 m2 y se han perforado 23 pozos, de los que 13 fueron productivos, con un total de 68 m3 de petróleo y más de 80 mm3 de gas. De las perforaciones, se han abandonado 14 y la última producción registrada es de 2020, cuando había 3 pozos en extracción efectiva.
Por último, Puntilla del Huincan (Malargüe) alberga 19 pozos en una superficie de 240 km2. La producción acumulada a diciembre de 2024 es de 140 m3 de petróleo y 4.518 mm3 de gas. Del total de perforaciones, sólo 8 resultaron productivas, pero hoy no se está extrayendo hidrocarburos de ninguna.
En el anexo del decreto 2241, de llamado a licitación, se pueden consultar los datos históricos de cada área, las instalaciones de superficie existentes y la presencia (o no) de pasivos ambientales que deben ser remediados por las empresas que actualmente tienen la concesión.
El Gobierno provincial había logrado frenar la caída en la producción, producto del declive natural de los yacimientos petroleros, e incluso alcanzó un hito en 2024: que tuviera un repunte del 1,4%.
Sin embargo, la implementación por parte de YPF del Plan Andes el año pasado provocó un descenso en los números, ya que durante el periodo de transición ha habido una caída productiva en estas áreas.
Esto generó que, en los primeros nueve meses de este año, se obtuvieran 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.
La petrolera estatal decidió retirarse de los yacimientos maduros para enfocarse en la producción no convencional en Neuquén -aunque también está avanzando en la exploración en la franja de Vaca Muerta en Malargüe-, por ser más rentable.
Esto, con la idea de que las pequeñas empresas, con otra estructura de costos, pueden alcanzar rentabilidad en estas áreas convencionales y recuperar la producción.
Sin ir más lejos, en Mendoza, Petróleos Sudamericanos, la nueva concesionaria del clúster Mendoza Norte, uno de los tres que fueron incluidos por YPF en el Plan Andes 1, viene obteniendo más de la mitad del crudo que saca la petrolera estatal en la provincia. Sin embargo, recién comenzó a aportar a las cifras de producción en abril de 2025.
Uno de los reclamos persistentes de los proveedores y trabajadores petroleros es que no se avanza en la exploración, para descubrir nuevos yacimientos. En septiembre, el Gobierno provincial licitó doce áreas exploratorias en las cuencas Cuyana y Neuquina.
“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.
En dos de esas áreas fueron empresas las que plantearon el interés en realizar tareas exploratorias, por lo que la licitación en estos casos se desarrolla con preferencia para el iniciador.
Una de las compañías 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 por eso la declaró de interés público.
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 licitara.