Petróleo convencional: la producción en Mendoza cayó un 29% desde 2019, pero apuestan a los nuevos operadores
La producción pasó de 11.024 a 7.815 m³ diarios en siete años. La salida de YPF profundizó la transición en las áreas maduras, que ahora quedaron en manos de empresas más chicas. El Gobierno asegura que ya hay señales de recuperación en algunos campos. La preocupación de los gremios por la baja de empleos.
Tras la evaluación, se abrirán los sobres B, con las propuestas económicas
Producción de petróleo en Mendoza en las áreas maduras (convencional)
Mendoza atraviesa una profunda reconfiguración de su negocio de la producción de petróleo convencional desde hace años. La salida progresiva de YPF de sus áreas maduras -en el denominado Plan Andes- y la llegada de nuevos operadores modificaron el mapa empresario de la actividad.
Todavía no se ha conseguido revertir la caída de una producción que arrastra la provincia desde hace años y que irá indefectiblemente en declive, en lo que respecta a un agotamiento de los pozos petroleros convencionales de Mendoza; mientras que la gran apuesta de la petrolera de bandera y otros operadores está en la producción no convencional, con la lengua norte de Vaca Muerta, en lo que respecta a Mendoza.
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Una profesión que se apaga en silencio
La transformación ha ocasionado también un impacto en el empleo que da la actividad. En el Gobierno prefieren no hablar de ese tema en particular, pero el dato denunciado por los gremios abarca entre 1.000 y 1.500 empleos menos desde que comenzó el Plan Andes, producto del ajuste y cambio operacional de los nuevos jugadores.
La producción del convencional en Mendoza
Los números muestran la dimensión del proceso. En 2019, Mendoza producía en promedio 11.024 metros cúbicos diarios de petróleo; mientras que en 2026, la producción promedio hasta julio se ubicó en 7.815 m³ diarios, una caída cercana al 29%. En el medio ocurrieron dos hechos importantes: la pandemia y el retiro de YPF, sumado a una progresiva desinversión de la empresa de los sectores de petróleo convencional.
Pero el comportamiento no fue igual entre todas las empresas. El conjunto de áreas que históricamente estaban en manos de YPF pasó de 7.171 m³ diarios en 2019 a 4.654 m³ en 2026, mientras que el resto de las compañías pasó de 3.853 a 3.162 m³ diarios.
La secuencia es importante porque evita atribuirle toda la baja a la salida de YPF. La producción convencional mendocina ya venía cayendo antes de que comenzaran las cesiones a partir del 2024. Entre 2019 y 2022, en plena pandemia, el total provincial pasó de 11.024 a unos 8.780 m³ diarios.
Producción en declive, el Plan Andes y el optimismo del Gobierno
El propio Gobierno sostiene que parte de esa dinámica estuvo relacionada con la menor inversión de YPF en áreas que habían dejado de ser rentables para la compañía.
Lucas Erio, director de Hidrocarburos de Mendoza, explicó a MDZ Online que la Provincia "ya venía viendo" los números económicos y financieros de las áreas y que había detectado que los activos convencionales de YPF “no eran rentables”.
“Incluso tenía que poner plata de otros lados para operar. Las áreas estaban en rojo y para mantener la operación YPF tenía que poner plata de otra área, como Vaca Muerta”, señaló.
El Gobierno, de hecho, defiende el Plan Andes y entiende que era lógico para YPF en términos de su rentabilidad, por lo que era importante para la Provincia acelerar la cesión de las áreas, sobre todo porque la petrolera de bandera había bajado considerablemente sus inversiones.
“Veníamos viendo una disminución de la inversión por parte de YPF en mantenimiento e intervenciones de pozos, y hoy vemos los resultados en la disminución de la producción por los recursos que no se inyectaron años atrás”, explicó Erio.
Sin embargo, si bien los números se mantienen en declive, lentamente asegura Erio que comienza a revertirse la tendencia, sobre todo con la intención que hay de recuperar, en primer lugar, la producción que tuvo en su ocaso YPF, y luego optimizar aún más la explotación petrolera.
"Estamos confiados en que va a empezar a repuntar debido a las inversiones que se comenzaron a ejecutar desde hace un año o más", puntualizó Erio.
Mirar el "medio lleno"
En el Gobierno señalan que las empresas, como por ejemplo Petróleos Sudamericanos (concesionaria del clúster norte desde abril del 2025), debieron implementar además ajustes de personal y de trabajo para "cerrar números", para luego comenzar con procesos de inversión para mejorar la producción de áreas como Barrancas, Vizcacheras, La Ventana, Ceferino, Mesa Verde y Río Tunuyán (en clúster norte).
El funcionario planteó que en ese clúster, al momento de la cesión de YPF, estaban alrededor de 1.800 m³/día, con Petróleos Sudamericanos bajó a pisos de cerca de 1.600 m³/día y "hoy están en niveles de 1.700 m³/día gracias a las inversiones en intervención de equipos de pozo y eficiencia" que comenzó a realizar la nueva empresa.
De esta forma, la nueva empresa aún no consiguió recuperar el nivel que tenían esas áreas antes del traspaso. En términos concretos, pasó de unos 1.870 m³ diarios en abril de 2025 a unos 1.680 m³ en julio de 2026, una caída de aproximadamente 8,4%.
Por ejemplo, en Llancanelo la realidad geológica es otra y el impacto fue más directo. En este caso, PCR adquirió el área y a los pocos meses de que ingresó y la provincia autorizó, comenzó con una campaña de perforación.
Si bien YPF había dejado el área con alrededor de 220-230 m³/día, PCR tocó ha tocado picos en los últimos meses de 300 m³/día, lo que representa un aumento de alrededor del 30%, según Erio.
En la UTE Quintana-TSB, que adquirió el clúster Sur, las áreas (El Portón, Chihuido de la Salina, Altiplanicie del Payún, Cañadón Amarillo, Chihuido de la Salina Sur y Confluencia Sur) estaban con 250 m³/día al momento de la cesión, tocaron piso de 170 m³/día y hoy están alrededor de los 220 m³/día.
Convencional a la baja a nivel país
Por otro lado, al margen de la caída del convencional que está expuesto en el cuadro anterior, Erio sostuvo que en el acumulado enero–junio 2026 contra el mismo período de 2025, la producción convencional argentina cayó 13,0%. "Pero Mendoza cayó 9,4%, por debajo del promedio nacional", dijo.
Y agregó otro dato con el que defendió la política hidrocarburífera local, que es que Mendoza "subió su participación en el convencional del país, de 18,25% a 19%".
Agregó que, según su mirada, la producción "se está estabilizando". "Entre enero y junio de este año Mendoza bajó 1,7% y el país bajó 3,4%, es decir que caemos a la mitad de velocidad que el promedio nacional".
Aun así, Petróleos Sudamericanos ya se convirtió en uno de los principales jugadores de Mendoza y representa alrededor del 21,6% de la producción provincial, detrás de YPF (35,7%) y Pluspetrol (25,3%).
Áreas que esperan nuevo dueño y resignación de regalías
Además de las áreas que ya tienen nuevo dueño que ya se mencionaron, hay dos sectores donde se esperan movimientos a futuro: Chachahuén, todavía de YPF; y El Corcobo, de Pluspetrol. “Son dos empresas que están en proceso de venta de sus áreas y no han ejecutado inversión porque lógicamente no la van a recuperar”, señaló.
"Asumiendo ese costo de la transición, estamos confiados en que es lo mejor a largo plazo", sostuvo Erio.
El funcionario puso el ejemplo de Mendoza Norte, donde "hay yacimientos muy maduros que producen más del 90% o 95% de agua" que no han sido lógicamente .
Para "viabilizar" estos campos, generar trabajo a las empresas de servicios y sostener o aumentar la producción, Erio señaló que la provincia "otorgó seguridad jurídica" y resignó renta "bajando regalías", que pasaron de 15% al 7%.
“El dólar nos interesa más en el subsuelo como provincia que en rentas provinciales”, finalizó.
La baja de los empleos y el impacto
Como se señaló también, los cambios que implicaron la salida de YPF y la llegada de las nuevas empresas en el petróleo convencional, tuvieron un impacto en toda la red de empleo y sector de servicios petroleros, principalmente del clúster norte.
Gabriel Barroso, titular del Sindicato de Petroleros Privados de Mendoza, señaló a MDZ que la situación es similar a la denunciada el año pasado.
"Desde que se inició el Plan Andes, hemos perdido unos 1.000 puestos de trabajo. Las empresas que han entrado a operar las áreas después de YPF han sido realmente lamentables. No hay inversiones y no hay suba de de producción, al contrario, hay bajas. Nosotros hemos estado en conflicto permanente, con todos los gremios que participamos de la actividad, y, en realidad, hemos golpeado todas las puertas. Pero no hemos tenido respuestas", denunció.
En tanto, a fines del mes pasado también emitieron un comunicado desde el gremio de Petroleros Jerárquicos, junto a Camioneros y también el de Petroleros Jerárquicos.
"La constante pérdida de puestos de trabajo, la falta de inversión, el deterioro de las condiciones laborales, la seguridad y el cuidado del medio ambiente están llevando a la actividad a una situación que no puede continuar", sostuvieron.
