En Mendoza, la obtención de hidrocarburos cayó un 4,9% en 2025, por encima de Chubut (-3,2%) y por debajo de Santa Cruz (-7,6%).
Vaca Muerta sigue creciendo, pero la producción de petróleo convencional mantiene la caída
Foto:
En 2025, la producción petrolera en todo el país creció 13%, impulsada por el crecimiento sostenido de la obtención de petróleo no convencional en Vaca Muerta. Para entenderlo, en Neuquén, la extracción registró un incremento del 25,2% en comparación con 2024.
Los datos de la Secretaría de Energía de Nación arrojan que, en 2025, se extrajeron unos 46 millones de metros cúbicos de hidrocarburos en el total de las provincias productoras. Esto implica un aumento de 13% con respecto a los 40,8 millones de m3 de 2024. Y una variación de +64,7% en comparación con los 28 millones de m3 de 2020.
La explicación de este incremento se encuentra en Neuquén, con el petróleo no convencional de Vaca Muerta. En esa provincia, se pasó de 8,7 millones de m3 en 2020 a 29,8 millones en 2025 (+242,5%). Y el aumento con respecto a los 23,8 millones de 2024 fue del 25,2%.
Mendoza ocupa el cuarto lugar entre las principales provincias productoras de petróleo. En 2024, por primera vez en más de una década de declino -del 4% anual en promedio-, las estadísticas mostraron un repunte interanual (sobre 2023), del 1,3%.
Pero en 2025 se volvió a la tendencia descendente y la producción se redujo de los 3,2 millones de m3 de 2024 a los 3,1 millones de 2025 (-4,9%). Esto respondió, en gran medida, a la salida de YPF de las áreas maduras, a través del Plan Andes. Si bien el traspaso a las nuevas operadoras se produjo el año pasado, el proceso de transición fue extenso y el resultado de las inversiones comprometidas aún no se refleja en los números de extracción.
Desde el Gobierno provincial confían en que en 2026 se vuelva a cifras positivas, ya que la reestructuración de la operación en estos yacimientos convencionales apunta a recuperar eficiencia productiva y algunas empresas han invertido por encima de lo que habían comprometido en un primer momento.
Chubut es la segunda provincia con mayor producción de petróleo en el país. Si bien en 2020 estaba muy cerca de los valores de Neuquén, con el despegue del no convencional la brecha pasó de apenas 376 mil metros cúbicos a 22,6 millones. En 2025, se extrajeron del subsuelo chubutense 7,2 millones de m3; un 3,2% menos que en 2024, cuando se habían extraído 7,4 millones.
En Santa Cruz, la tercera con mayor capacidad productiva -y apenas un poco por encima de Mendoza- pasó de 3,8 millones de m3 en 2024 a 3,5 millones en 2025 (-7,6%).
Cuando se analiza la evolución de los últimos cinco años, Mendoza tuvo un declive acumulado del 9,2%, mientras que Chubut registró uno de 13,7% y Santa Cruz, del 19%. De hecho, en 2020, en Santa Cruz se obtuvo 1 millón de m3 más que en Mendoza y en 2025 esa diferencia se achicó a 480 mil m3.
Los datos responden a la disminución productiva de pozos que llevan décadas siendo explotados -se trata de un recurso no renovable- y a que las inversiones se concentraron en Vaca Muerta en los últimos años. Esto abrió la puerta a pequeñas operadoras que, con una estructura más pequeña que YPF, pueden ganar en rentabilidad, lo que les permite invertir en las perforaciones convencionales, para que sigan produciendo por un tiempo más.
Para entenderlo, en el clúster Mendoza Norte -incluido en el Plan Andes 1 e integrado por las áreas Barrancas, Vizcacheras, La Ventana, Mesa Verde, Ceferino y Río Tunuyán- se saca un 93% de agua, ya que los pozos se vienen explotando hace 60 años.
Sin embargo, desde la empresa Petróleos Sudamericanos, la nueva concesionaria, sostienen que, como mínimo, pueden seguir produciendo por otros 15 más, si el precio internacional favorece nuevas inversiones. El desafío es aumentar el factor de recupero del petróleo que está en el subsuelo (que hoy ronda el 22 a 25%), a través de la implementación de tecnología.
El director de Hidrocarburos de la provincia, Lucas Erio, expresó que las cesiones en el marco del Plan Andes, pero también fuera de él -como puede ser la de Petrolera El Trébol a PCR o de CGC a Venoil- tienen un impacto positivo. Esto, porque se trata de empresas pequeñas, con interés en estas áreas convencionales y que realizan campañas de reactivación de pozos.
Esto provoca que, como mínimo, no siga profundizándose el declino de la producción, lo que considera un logro porque, en términos generales, el petróleo convencional declina a tasas de un 10 o un 12%. Y, en algunos casos, se ha incrementado la extracción.
La provincia ha implementado diversas acciones para sostener la producción de hidrocarburos, como la utilización de un modelo de licitación continua, para favorecer las inversiones, y la participación en ferias para atraer posibles interesados.
También ha ofrecido incentivos fiscales en ciertas áreas, condicionados a la inversión. Erio planteó que esto ha tenido un efecto positivo en la producción. En Cachahuén Sur, por ejemplo, se otorgó una reducción de regalías sobre el aumento productivo y se pasó de obtener 1.100 m3 diarios a sacar 1.900 (+70%).
En Llancanelo, donde se produce crudo pesado y pasó de manos de YPF a PCR (con el Plan Andes) en noviembre de 2024, la nueva operadora inició en 2025 una campaña de perforación de pozos que implicó un aumento productivo, de 230 m3 por día a unos 340 m3 (+40%). En este caso, la provincia también acompañó con incentivos fiscales.
El director de Hidrocarburos mencionó un caso más: el de Lindero de Piedra, un área que no registraba extracción antes de la pandemia y donde hoy se obtienen más de 200 m3 por día. Detalló que Hattrick la adquirió como un permiso exploratorio, estudió el sitio y analizó las oportunidades, y en 2022 obtuvo una concesión de explotación con una reducción de regalías por tratarse de crudo pesado. Así pasó de un área inactiva a una con una producción interesante.