El gobierno de Mendoza realizó este martes un roadshow para avanzar con la licitación pública de 17 áreas hidrocarburíferas convencionales maduras, 12 de exploración y 5 de explotación. La mayoría están ubicadas al sur oeste de la provincia, en el distrito de Malargüe. La intención oficial es que petroleras chicas puedan activar esas áreas, operando con mayor eficiencia, para ayudar a la provincia a elevar reservas y revertir la declinación productiva.  

“Es significativa la diferencia entre las 12 de exploración versus las 5 de producción y eso tiene que ver con que la provincia de Mendoza necesita ampliar las fronteras productivas. Necesitamos recuperar esas campañas exploratorias que nos muestren las oportunidades de inversión que van a permitir levantar la producción en la provincia”, aseguró la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, quien inauguró el evento realizado en el piso 11 de la sede que el Consejo Federal de Inversiones tiene en Azopardo 750.

Entre los asistentes hubo representantes de petroleras como Hattrick Energy, Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), Phoenix Global Resources, Taurus Global Energy, Petróleos Sudamericanos, Jota Energy, Veniol, Roch y Pecon. También estuvieron presentes ejecutivos de empresas de servicios petroleros y consultores.

Las concesiones de explotación son por un período de 25 años y en el caso de la exploración se otorga un primer permiso por 3 años, un segundo permiso por 2 años y existe la posibilidad de una prórroga por 2 años más.

El pliego establece que en las concesiones de explotación el oferente pueda proponer un porcentaje de regalías de acuerdo a su plan de inversiones. En la actualidad, esa contraprestación no puede ser menor al 5 por ciento. Además, la provincia ha venido otorgando otro tipo de incentivos focalizados para reactivar la producción convencional.

“En la provincia buscamos duplicar la cantidad de operadores para lograr más eficiencia en la explotación del sector convencional con la ayuda jurídica y técnica nuestra. Esas áreas en su gran mayoría las exploró YPF y con el tiempo las fue dejando de lado. En algunos casos el riesgo era geológico, pero en otros casos era económico. Creemos que operadores más chicos pueden activar estas áreas, hacerlas eficientes y ayudar a recuperar reservas”, sostuvo a EconoJournal Manuel Sánchez Bandini, subsecretario de Energía provincial. El funcionario dejó en claro que el objetivo es que todas las áreas estén adjudicadas durante el primer cuatrimestre de 2026. 

La presentación, que se extendió por más de dos horas, consistió en un repaso de las características técnicas de cada una de las áreas y estuvo a cargo del geólogo Raúl Gorroño, un histórico referente del sector hidrocarburífero de 84 años y 53 de carrera profesional.  

Las áreas de explotación que se licitan

Las cinco áreas convencionales de explotación que se licitan son Atamisqui, El Manzano, Puntilla de Huincán, Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana y Puesto Molina Norte.

• Atamisqui. La concesión abarca una superficie de 214,64 km2 en el departamento Rivadavia, dentro de la Cuenca Cuyana. Fueron perforados 56 pozos y se descubrieron cuatro yacimientos denominados Tierras Blancas Nor­te, Atamisqui Norte, Atamisqui Sur y El Quemado, donde tiene el mayor potencial. De los 56 pozos perforados, 34 de ellos resultaron productivos con una producción acumulada a julio de 2025 de 1.918.064,54 m3. de petróleo, 44.83 Mm3 de gas y 8.639.044,01 m3 de agua. En septiembre venció la concesión que tenía Petrolera El Trébol, vinculada a Phoenix Global Resources, y el gobierno rechazó el pedido de prórroga por incumplimientos formales y un plan de inversión considerado insuficiente.

• El Manzano. Tiene una superficie total de 630 Km2 en la Cuenca Neuquina. En ella se han perforado un total de 51 pozos y se registró sísmica 2D y 3D. Fue otorgada originalmente a Pérez Companc por un plazo de 25 años a partir de setiembre de 1990. En julio de 1996, YPF obtuvo una participación del 49%, manteniendo la operación Pérez Companc, y en febrero de 2001 obtuvo el 100% del bloque y su operación. Ahora la petrolera controlada por el Estado Nacional revirtió esta área como parte de su plan destinado a concentrarse solo en la actividad no convencional. Las zonas con producción efectiva son las denominadas “El Manzano Este”; “El Manzano Resto” y “El Manzano Oeste (Agrio)”

• Puntilla de Huincal. El área está ubicada en el departamento Malargüe, en la Cuenca Neuquina, y tiene una superficie de 240 km2. Fue operada por YPF, la cual per­foró 14 pozos entre 1978 y 1985. La concesión de explotación se otorgó en septiembre de 1990 y venció en septiembre de 2015, pero recién se revirtió a la provincia este año. Los reservorios productivos son Grupo Choiyoi, Formación La Manga, Grupo Mendo­za y Grupo Neuquén. El gobierno busca para esta área operadores independientes especializados en recuperación secundaria y optimización de activos de baja escala.

• Loma Cortaderal – Cerro Doña Juana. Es un área de aproximadamente 240 km2 en el departamento de Malargüe. Históricamente fue considerada una zona de exploración. A partir de los 2000, Geopark realizó allí estudios geológicos y operativos, incluido procesamiento sísmico 3D, pero en 2014 se retiró. En 2018 Petrolera El Trébol obtuvo un permiso de exploración sin mayores avances y ahora el gobierno decidió licitar el área como concesión de explotación porque le ve potencial geológico. Gorroño recordó que uno de los pozos que tiene manifestaciones de petróleo en esa zona se llama Cerro La Pepa, el cual recibió ese nombre porque Pepa era la secretaria del Distrito Geológico Mendoza.

• Puesto Molina Norte. Cubre una superficie de aproximadamente 157 KM2 en el departamento Malargüe. Este bloque está limitado al sur por el área Chihuido de la Sierra Negra, al oeste por el bloque Cañadón Amarillo; al norte por Loma el Divisadero y al este por Chachahuen. Fue operado históricamente por YPF hasta que revirtió al Estado. En el área se perforaron 23 pozos, de los cuales 13 resultaron productivos. La producción acumulada alcanza aproximadamente 68 mil m³ de petróleo y más de 80 millones de m³ de gas. De los pozos perforados, 14 fueron abandonados por diversas razones. La última producción registrada data de comienzos de 2020, con 3 pozos en producción efectiva, alcanzando caudales del orden de 2,3 m³/d de petróleo y algunos miles de m³/d de gas. “Es un área con interés exploratorio y con potencial de reactivación”, señaló Felipe Raganato, jefe de explotación de la provincia.

Las áreas de exploración que se licitan

Las áreas de exploración son Atuel Exploración Sur, Atuel Exploración Norte, Boleadero, Calmuco, Chachahuen Norte, CN III Norte, Los Parlamentos, Puesto Pozo Cercado Horizontal, Ranquil Norte, Río Atuel, Sierra Azul Sur y Zampal. Son todas áreas del departamento Malargüe, salvo Zampal y Puesto Pozo Cercado Horizontal que se ubican en el noroeste de la provincia.

“Hay dos empresas que presentaron iniciativas privadas para explorar y por eso se incorporaron a esta licitación: Hattrick en Atuel Exploración Sur y PCR en Río Atuel”, aseguró a EconoJournal Lucas Erio, director de Hidrocarburos de Mendoza.  

Las consultas de las empresas sobre la licitación

Una vez terminada la presentación técnica de las áreas, se habilitó la posibilidad de realizar consultas y algunos representantes de compañías expusieron sus interrogantes. “Nos genera dudas el pliego tal como está escrito porque el interesado en un área tiene que presentar un plan de saneamiento de pasivos preexistentes, ¿ese costo cómo se lo compensa?”, preguntó Anabela Mengoni, de PCR. Manuel Sánchez Bandini respondió que “esos pasivos preexistentes tienen que quedar en cabeza de quien los generó, pero si no está claro en el pliego, que es bastante genérico, lo vamos a dejar en claro”.

A su vez, Hernán Bloise, de LCS Energía, preguntó sobre la posibilidad de transformar un área convencional en no convencional: “Si uno adquiere un área de explotación para un desarrollo convencional y tiene un potencial de Vaca Muerta, ¿podría inmediatamente hacer el desarrollo de Vaca Muerta o hay que cumplir algún otro requisito?”. “Nosotros estamos haciendo la licitación dentro de un marco de explotación convencional, pero si hay potencial geológico no convencional nada limita que se pueda realizar actividad no convencional”, respondió Lucas Erio.

Más temprano, Jimena Latorre había detallado también los avances que viene realizando la provincia en materia de desarrollo no convencional. “Tenemos otro foco de trabajo puesto en el desarrollo de Vaca Muerta Norte, donde ya tenemos tres áreas concesionadas. Una a YPF, otra a la UTE Quintana-TSB y otra a Aconcagua con su nuevo accionista mayoritario Tango. Estamos trabajando junto a ellos en que sus planes de inversión sean efectivamente desarrollar esta lengua norte de Vaca Muerta. Ya Quintana tiene comprometida inversión en firme para el desarrollo de la sísmica 3D y un primer pozo piloto, YPF acaba de aumentar el compromiso de inversión con un nuevo pozo que va a perforar en 2026 y en Payún Oeste, donde está Aconcagua, también están evaluando la posibilidad de hacer sinergia entre estas tres empresas para obtener mejores resultados y desarrollar la Vaca Muerta Mendocina”, remarcó.