El 2025 fue un año de declino para el petróleo de Mendoza debido al impacto causado por la partida de YPF de 14 áreas petroleras condensadas en tres clúster productivos. El reacomodamiento lógico del traspaso y el inevitable achique que las nuevas operadoras tuvieron que realizar para hacer rentable el negocio, caló en las empresas y en los trabajadores. La compañía estatal se deshizo en noviembre de 2024 de Llancanelo mientras que entre enero y febrero de este año entregó los clúster Norte y Sur.
El director de Hidrocarburos de la provincia, Lucas Erio, admitió que el que está por finalizar fue un año difícil para la industria debido a que terminará con un declino productivo en comparación con lo sucedido en 2024. Esta situación se debió a que el pasado fue el primero de verdadero repunte después de más de más de una década de descensos constantes. Esto, pese a YPF ya había anunciado su intención de retirarse de dichas áreas maduras de petróleo convencional.
Hay que tener en cuenta que antes de 2020 la producción mendocina venía en caída a un ritmo promedio del 4% anual; en parte debido a la disminución lógica de un recurso natural no renovable. A partir de una serie de medidas como la licitación continua, la reversión de áreas, la reestructuración de contratos y exigencias de inversiones, el declino se estabilizó y entre 2020 y 2025 la caída promedio fue de 0,7%. Esto en un contexto en que el convencional en todo el país ha tenido un derrumbe del 20% en el mismo periodo. Con relación a la baja del 0,7% se puede establecer una diferencia cuando se miran todas las áreas y empresas que hoy tienen permiso de explotación en Mendoza y que hoy rondan las 50 con o sin YPF.
Según explicó Erio, al observar la producción de las áreas que operaba la petrolera estatal, la disminución va del 7% al 8% en el periodo mencionado. En este contexto, la salida de YPF, la puesta en marcha del Plan Andes I y la reestructuración de las áreas generaron un año de transición y preparación para una suerte de crecimiento. Así, las demoras administrativas y operativas del caso redundaron en una curva productiva nuevamente en retroceso y aunque no hay números finales todavía, todos esperan una caída, De este modo, la mirada está puesta en 2026 por lo que tanto autoridades como empresas confían en un crecimiento de la producción hacia adelante, impulsado por las nuevas operadoras y un ajuste que busca la eficiencia y rentabilidad de los yacimientos convencionales.
La situación de las empresas
Luego de un 2024 que marcó un hito por una mejor producción, el 2025 cerrará con una importante baja producto de que las 14 áreas transferidas representan cerca del 50% de la producción mendocina. En este contexto, desde la Cámara Mendocina de Empresas de Servicios Petroleros (Camespe) expresaron que el cambio fue drástico desde todo punto de vista. “El impasse comenzó un año antes de que YPF se retirara”, advirtió Carlos Galván, vicepresidente de Camespe. En las empresas proveedoras hubo despidos, bajó el trabajo y se debió hacer una readecuación financiera.
Petróleo trabajadores petroleros
En este sentido, Diego Olguín, presidente de la Comisión de Energía de la Asociación de Industriales Metalúrgicos (Asinmet), sumó que la lógica del negocio cambió rotundamente. Así como las nuevas operadoras de las áreas debieron achicar costos y modificar estándares para ser más competitivos, las proveedoras hicieron algo similar con el fin de bajar sus precios y costos. “Nos tuvimos que adaptar al cambio y eso llevó un tiempo”, comentó Olguín –quien es ingeniero y está al frente de la empresa Temis.
En el período de transición, no solo se produjo menos petróleo sino que el ajuste de las empresas mermó las fuentes de trabajo al tiempo que modificó las condiciones de los que se quedaron con el empleo. Los Andes consultó a la parte gremial por este tema, pero no se obtuvo respuesta. Desde el lado empresario, expresaron que hubo conflictos por este tema y que, en muchos casos, se había acordado que YPF si hiciera cargo de las indemnizaciones.
“La salida de YPF implicó la pérdida de un actor que, en cierto modo, subsidiaba parte del sistema”, reconoció Olguín. En palabras de Galván, las empresas que quedaron en pie todavía evalúan modos para readaptarse y subsistir. En este contexto, ha habido firmas que casi no se tocaron y fueron las más ligadas a la parte de producción o manejo de pozos mientras que otras, que prestaban servicios complementarios como riego y parquización fueron las que más sufrieron.
En el medio –y después de más de 9 meses- la idea es que la tormenta pasó, que dejó heridos (muchos de gravedad), pero se apunta a reconstruir en el nuevo contexto. Frente a la ya anunciada parte dos del Plan Andes en la que YPF se terminará de desprender del resto de sus áreas convencionales maduras, prestadoras de servicios y trabajadores se sienten más preparados para el nuevo contexto. En especial porque ya no se sentirán petróleo dependientes sino porque la minería aparece en el horizonte. “Las empresas contamos con experiencia y alta formación, por lo que no hay perder esa capacitación por migración de trabajadores o firmas a otras provincias como puede ser Neuquén”, advirtió el referente de Asinmet.
Incentivos para la inversión
En palabras del director de Hidrocarburos, Lucas Erio, las áreas que YPF transfirió a través del Plan Andes no eran un negocio ya que estaban sobredimensionadas y en cierto modo sostenidas por otros activos de la compañía. Fue en este marco que la Provincia encaró medidas que incentivaran la inversión en pozos maduros con un declino natural de su producción. Entre las políticas de incentivo, se destacan: la reducción de regalías, reestructuración de contratos, análisis técnico-financiero de cada área y exigencia de inversión productiva obligatoria. El criterio fue que si una empresa vendía a 100, no podía gastar más para operar que era lo que ocurría en algunas de estas áreas.
Petróleos Sudamericanos Barrancas Plan Andes 2.jpg
De este modo, se produjo una situación paradójica. Si bien YPF tenía un sistema grande de empresas prestadoras y trabajadores con altísimos estándares de control y calidad, eso no necesariamente se condecía con un aumento en la producción de petróleo. Con el cambio de modelo, se espera que el ajuste en los costos impacte en mayores inversiones y, a la larga, más cantidad de petróleo. Es en este esquema que se bajaron las regalías en torno al 7% en con la condición de que los operadores reinvirtieran una parte de la rentabilidad en desarrollo. “Exigimos paquetes de inversión concretos para extender la vida útil de los yacimientos maduros”, expresó Erio. Y agregó: “Si el margen es pequeño, la vida útil se acorta. Si el operador baja costos y aumenta inversiones, esa vida se estira”.
El crudo pesado (baja densidad API) que posee una parte de las zonas de Mendoza se ha convertido en una gran oportunidad para el petróleo local. La provincia cuenta con un anillo geológico de crudos de baja densidad —Llancanelo, Cruz de Piedra, campos cercanos— que podría transformarse en un activo estratégico para el país. Hoy, la mayoría del crudo que produce Argentina es liviano debido a que esa es la característica del petróleo proveniente de Vaca Muerta. En este contexto, hay estimaciones que indican que hacia 2030 el país podría necesitar importar crudo pesado. Se trata de una parte indispensable para la actual refinación de petróleo que no puede hacerse solo con hidrocarburos livianos. En este marco, la refinería mezcla y procesa ambos tipos para hacerlos aptos para el uso de combustibles.
Cómo están las áreas
Los primeros resultados de este cambio ya han comenzado a dar sus frutos, según declaraciones del funcionario provincial. El clúster Llancanelo es el que más tiempo lleva fuera de las manos de YPF ya que fue la primera en pasar de manos y lo hizo en noviembre de 2024. Esta área - estratégica por su potencial en crudo pesado- fue tomada por PCR y había comprometido perforar tres pozos exploratorios. “Sin embargo, la empresa ya abrió entre cinco y seis pozos y duplicó la inversión prevista”, subrayó Erio. Aunque se trata de un signo positivo, es importante tener en cuenta que Llanacanelo es una de las áreas que menor productividad y producción tenían.
Más allá de esto, el Gobierno equipara la apuesta a una situación similar a la sucedida en 2023 cuando, también PCR, se quedó con una zona operada por Phoenix –una compañía cuyo foco estaba en Vaca Muerta. Esa área, según el subsecretario, llegó a un piso de producción de 40 m³/día para pasar a producir 120 m³/día. “Sabemos que eso se va a replicar con las áreas del Plan Andes”, apuntó Erio. Desde la subsecretaría que comanda, estudian las zonas para saber qué pedir a los nuevos prestatarios que, entre otras cosas, se han comprometido a certificar nuevas reservas.
En lo que al clúster Norte respecta, la empresa Petróleos Sudamericanos había comprometido inversiones para 2025 por US$ 14 millones. En los primeros meses de su toma de posición, esta compañía ha buscado recuperar pozos con el foco en reactivar los que estaban inactivos. Además, se trazó la meta de obtener una rentabilidad de US$ 30 por barril. El clúster Mendoza Norte está integrado por las áreas Barrancas, Vizcacheras, La Ventana, Mesa Verde, Ceferino y Río Tunuyán. Para duplicar la producción, esta compañía implementó recuperación de cuarta generación, lo que implicó la digitalización de los campos para poder hacer más eficiente el proceso.
El clúster Sur –en el límite con Neuquén- fue el último en ser traspasado. En febrero de 2025 se otorgó la operación de las áreas Cañadón Amarillo, Chihuido de la Salina, Chihuido de la Salina Sur, Altiplanicie del Payún, El Portón y Confluencia Sur a la Unión Transitoria Mendoza Sur. Esta UTE está conformada por Quintana E&P Argentina SRL, Quintana Energy Investments SA, Quintana Gas Storage and Midstream Services SA y Compañía TSB SA. Confluencia Sur es una participación del 14,42% ya que el resto se encuentra en manos de Aconcagua Energía.
Aquí, Cañadón Amarillo posee un alto potencial en el no convencional por lo que la provincia comprometió inversiones para la exploración de este tipo de petróleo. En tanto, desde Quintana aseguraron que se encuentran en la etapa final del aviso de proyecto de la sísmica. En enero de 2026 comenzarían los trabajos para consolidar el plan de desarrollo previsto para el activo. Para tal fin, ya se comenzó con el proceso para la adquisición de la sísmica en Cañadón Amarillo, que representará una inversión total cercana a U$S 4 millones. Estimamos comenzar los trabajos en enero de 2026.
Petróleo trabajadores petroleros
Desde Quintana Energy también expresaron que para 2025 el compromiso de inversión previsto era de U$S 3,5 millones, pero ya superaron los U$S 5,5 millones en lo que va del año. “Este esfuerzo se destinó principalmente a instalaciones de superficie, infraestructura clave para la reducción del Opex (gastos operativos) de nuestros campos”, destacaron. Adicionalmente se invirtieron U$S 1,7 millones en la adquisición de compresores a Enerflex, pieza fundamental para avanzar en el proyecto de almacenamiento de gas.
El repunte esperado
Luego de un 2025 de transición se apuesta por una mejora en la producción de petróleo. De hecho se espera que las inversiones comprometidas empiecen a mostrar resultados. Al superponer las curvas de producción, se observa que la declinación acelerada de las áreas que dejó YPF ha comenzado a desacelerarse conforme avanza el proceso de transición y se ejecutan las inversiones comprometidas. De a poco, la producción empezará a crecer y, por primera vez, esos campos dejarán de ser el principal peso negativo.
Las empresas afirmaron que el ajuste ya se hizo y que hoy trabajan en un nuevo punto de equilibrio. El informe de 2026 no significará más empleo —la mayoría de las operadoras traen sus propios equipos y estructuras—, pero sí mayor producción, más estabilidad y un esquema contractual diferente. Aunque 2025 quedará registrado como un año complejo, marcado por la desinversión previa y la transición, también será el punto más bajo antes del rebote. Con pozos nuevos, inversiones en marcha, áreas ordenadas y un mercado que empieza a demandar crudo pesado, las señales técnicas ya anticipan que 2026 podrían marcar el regreso al crecimiento petrolero en Mendoza.
En síntesis:
Llancanelo: La nueva operadora ha duplicado la cantidad de pozos que tenía comprometidos inicialmente, pasando del compromiso de tres pozos de exploración a cinco o seis.
Dentro de los compromisos asumidos por PCR, se destacan inversiones para la perforación de 13 pozos en los próximos cinco años -tres de ellos en 2025- y la implementación de tecnologías avanzadas para optimizar la producción de las áreas.
Hoy en día, el bloque produce 1800 barriles de petróleo diarios, a través de 39 pozos de producción. PCR prevé incrementar esos niveles en el corto plazo.
Clúster Norte (Petróleo Sudamericanos): Esta operadora comenzará a aparecer en la producción de abril y se espera que incremente sustancialmente el caudal.
El plan de inversiones asociado a estas prórrogas contempla una serie de iniciativas clave que garantizarán la continuidad operativa y el desarrollo de las áreas. Los montos de inversión para los próximos años ascienden a los siguientes valores:
Barrancas: 326,9 millones de dólares
La Ventana: 124,1 millones de dólares
Vizcacheras: 132,4 millones de dólares
Río Tunuyán: 14,8 millones de dólares
Cluster Sur. Quintana ha invertido más rápido de lo comprometido y se apresta a explorar el no convencional mendocino para el año próximo.
El Clúster Sur representa un bloque estratégico para el desarrollo energético provincial. La producción de las seis áreas cedidas es la siguiente:
Cañadón Amarillo: 155m3/d de petróleo y 18.000m3/d de gas.
Altiplanicie del Payún: 25m3/d.
El Portón: 2m3/d de petróleo y 11.000m3/d de gas.
Chihuido de la Salina: 50m3/d de petróleo y 200.000m3/d de gas.
Chihuido de la Salina Sur: 35m3/d de petróleo y 115.000m3/d de gas.
Confluencia Sur: 130 m³/d y 13.000m3/d de gas (no operada).
