Se acomoda el mercado del petróleo en Mendoza y en 2025 cae la producción

En el acumulado de enero a mayo de 2025, la producción de petróleo en Mendoza cayó un 2,7%, en comparación con la de los cinco primeros meses de 2024, según los datos de la Secretaría de Energía de Nación.

El Gobierno provincial había celebrado que, el año pasado, se produjo un incremento productivo del 1%, lo que implica un dato alentador por partida doble. Por un lado, se logró revertir un declino anual que llegó a alcanzar el 4%. Por el otro, esto se logró con pozos maduros, que suelen tener una baja del 10% al 12% anual.

Sin embargo, en 2025 se produjo el traspaso de dos clústeres incluidos en el Plan Andes, por el que YPF dejó yacimientos maduros en todo el país -el tercero, Llancanelo, ya se había concretado en 2024, pero su producción es muy reducida- y la transición tuvo su impacto en la extracción de crudo.

Como contraparte, YPF, que es la empresa que concentra más de la mitad de la producción petrolera en Mendoza, tuvo una disminución de la cantidad de metros cúbicos de hidrocarburos obtenidos del 20% entre enero y mayo de 2024, y el mismo lapso de 2025. Claro que ese descenso fue compensado, en buena parte, por el incremento de otras petroleras.

La apuesta es a que los nuevos concesionarios permitan sostener o incluso aumentar la producción, a partir de las inversiones comprometidas. Y también, aunque ya más en un mediano a largo plazo, se espera que los resultados de la exploración en la Vaca Muerta mendocina permitan avanzar en la explotación no convencional.

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El director de Hidrocarburos de la provincia, Lucas Erio, resaltó que siempre hay que partir de la base de que, en términos generales, los pozos maduros tienen un declive productivo del 10 al 12% anual, por lo que, si se cerrara el año con un 2% de baja, se “ganarían” 10 puntos porcentuales.

Sin embargo, señaló que, si bien la caída en natural, por tratarse de un recurso no renovable, se espera que las nuevas operadoras hagan que ese ritmo de disminución sea considerablemente menor.

Sobre Petróleos Sudamericanos, indicó que la empresa tiene seis equipos de torre trabajando -tres de pulling y otros tres de workover- y que, en poco más de dos meses, ha intervenido 30 pozos (de los casi 800 en el clúster Mendoza Norte).

Por otra parte, destacó que planea invertir en 2025 un monto superior al que comprometió al momento de firmar el acta de prórroga de la concesión de algunas áreas. Detalló que estaba previsto que erogara unos US$ 2,5 millones hasta el momento, pero ha superado los US$ 7 millones.

Además, no se había planteado que realizara tareas de workover ni de abandono de pozos y la compañía decidió avanzar en las dos actividades. “Esto no va a impactar en el cortísimo plazo en la producción, pero la declinación será menor”, señaló el funcionario.

En cuanto a la UTE integrada por Quintana Energy y TSB, nueva concesionaria del clúster Mendoza Sur, Erio comentó que esas áreas están dentro de un bloque operativo que también incluye otras en Neuquén, por lo que la empresa está esperando que se concrete la cesión en la vecina provincia para poder comenzar a operar esos yacimientos.

Petróleos Sudamericanos Barrancas Plan Andes 1.jpg

Las estadísticas de la Secretaría de Energía de Nación permiten apreciar los cambios que se han producido en el mapa de explotación de hidrocarburos de la provincia. De enero a mayo de 2019, YPF había obtenido 1.127.676 m3, lo que representaba un 65% del total producido en Mendoza.

En el mismo periodo de 2025, obtuvo 692.744 m3, un 39% menos, y perdió participación, al caer al 52% del total provincial (que también se redujo un 23%, al pasar de 1.721.749 m3 en los cinco primeros meses de 2019 a 1.319.223 m3 en lo que va de este año).

La segunda petrolera en importancia sigue siendo Puspetrol, con 323.347 m3 y una reducción de 4% en los últimos 6 años. Sin embargo, este año irrumpe un nuevo jugador: Petróleos Sudamericanos, que, en apenas dos meses de producción (abril y mayo) se ubicó en el tercer puesto, con 115.203 m3.

Les sigue Petroquímica Comodoro Rivadavia, con 68.154 m3 de enero a mayo, lo que duplica la producción que la empresa tenía seis años atrás. Y luego están, en volumen productivo: Aconcagua Energía, con 42.219 m3 (+7%); El Trébol, con 22.061 (-6%); CGC Energía, con 18.702 (-46%); Hattrick Energy, con 15.449 (+82%); y Venoil, con 13.724 (+310%).

Producción histórica: Argentina alcanzó el récord en petróleo y gas en 2024. Foto: Gentileza

Cuando se habla de avances con el petróleo no convencional en Mendoza, no se puede dejar de recordar que le tomó más de 15 años a Neuquén llegar al momento actual (aunque se puede acortar el tiempo aprovechando los aprendizajes de esa experiencia). Sin embargo, esto podría modificar el panorama de inevitable declinación productiva.

Erio planteó que la UTE TSB-Quintana ya presentó la Manifestación General de Impacto Ambiental en la Dirección de Gestión y Fiscalización Ambiental, para el proyecto de exploración no convencional en Cañadón Amarillo (parte de la lengua norte de la formación Vaca Muerta). Esto, para poder realizar la sísmica 3D, que les permitirá terminar de definir la locación del pozo exploratorio comprometido.

En tanto, YPF también estaba elaborando la misma presentación, que da inicio al proceso de Evaluación de Impacto Ambiental, y de los permisos para presentar al Departamento General de Irrigación, por la utilización de agua en el proceso. En este caso, la ubicación del segundo pozo exploratorio ya está determinado, con coordenadas específicas.

Si bien el director de Hidrocarburos sostuvo que hay que ser cautos, porque se trata de proyectos de exploración, lo que implica un riesgo, señaló que es difícil que un inversor decida colocar US$ 44 millones -como es el caso de la UTE Quintana-TSB- si no existe una proyección interesante. Y lo mismo sucede con YPF, que se está retirando de los yacimientos convencionales en todo el país, pero decidió seguir explorando el no convencional en Mendoza.