La provincia abrió un nuevo proceso para adjudicar bloques ya operativos en las cuencas Cuyana y Neuquina. El esquema ofrece estabilidad normativa, previsibilidad fiscal y concesiones por 25 años.
Aunque en evidente retroceso, el petróleo convencional sigue siendo protagonista en la Argentina, y Mendoza decidió redoblar su apuesta. El Gobierno de la provincia lanzó una licitación pública nacional e internacional para la concesión de cinco áreas petroleras actualmente en producción, con el objetivo de dar continuidad operativa, aprovechar infraestructura existente y reactivar pozos en campos maduros.
El director de Hidrocarburos de la provincia, Lucas Erio, explicó que el llamado permitirá “aprovechar la infraestructura existente y mantener la operatividad de las áreas”, al tiempo que habilitará nuevas oportunidades de exploración complementaria.
El proceso se desarrolla bajo el modelo de licitación continua implementado por el Ministerio de Energía y Ambiente, diseñado para movilizar inversiones y mantener el dinamismo del sector hidrocarburífero mendocino.
Las áreas bajo licitación —Atamisqui, El Manzano, Loma Cortaderal–Cerro Doña Juana, Puesto Molina Norte y Puntilla del Huincán— se ubican en las cuencas Cuyana y Neuquina, y fueron revertidas recientemente a la provincia tras su adjudicación anterior a YPF y El Trébol.
El plazo de concesión será de 25 años, y los futuros concesionarios deberán realizar un pago inicial equivalente al 0,5% de la producción acumulada proyectada para los primeros diez años del plan de explotación.
El pliego de bases y condiciones tiene un valor de US$ 15.000, a abonar en pesos al tipo de cambio vendedor del Banco Nación.
Erio destacó que el proceso se desarrolla bajo el modelo de licitación continua implementado por el Ministerio de Energía y Ambiente, diseñado para movilizar inversiones y mantener el dinamismo del sector hidrocarburífero mendocino.
Las áreas que licita Mendoza
Con una superficie de 214 km², Atamisqui (Rivadavia) cuenta con 56 pozos perforados y cuatro yacimientos descubiertos: Tierras Blancas Norte, Atamisqui Norte, Atamisqui Sur y El Quemado. De las 34 perforaciones productivas se obtuvo una producción acumulada a julio de 2025 de 1.918.064 m³ de petróleo y 45 millones de m³ de gas.
El Manzano (Malargüe) abarca 630 km², con 51 pozos perforados, de los cuales 6 están en producción, 14 inactivos y 31 abandonados. Dispone de estudios sísmicos 2D y 3D, lo que facilita su reactivación.
Ubicada en la franja mendocina de Vaca Muerta, Loma Cortaderal – Cerro Doña Juana (Malargüe) presenta diversas perforaciones exploratorias que confirmaron la presencia de petróleo y abundante gas, además de información sísmica 2D.
Puesto Molina Norte (Malargüe) tiene 157 km² y 23 pozos perforados, de los cuales 13 fueron productivos, con una producción total de 68 mil m³ de petróleo y más de 80 millones de m³ de gas. La última extracción registrada data de 2020, con tres pozos activos en ese momento.
Por último, Puntilla del Huincán (Malargüe) se extiende sobre 240 km² y alberga 19 pozos, de los cuales 8 resultaron productivos. La producción acumulada a diciembre de 2024 alcanzó 140 mil m³ de petróleo y 4.518 millones de m³ de gas, aunque actualmente no se registra actividad extractiva.
Convencional y no convencional: una ecuación necesaria
El auge del shale en Vaca Muerta, que ya representa cerca del 65% del petróleo nacional, viene desplazando al convencional de la matriz, pero éste aún explica el 35% restante y sigue resultando esencial para el abastecimiento interno.
En su último informe, la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) planteó la necesidad de un Régimen de Reactivación que frene el declino de los campos maduros, sostenga el empleo, la recaudación provincial y garantice el suministro energético.
Los datos de 2024 confirman la relevancia del segmento: el 46% del petróleo y el 37% del gas natural provinieron de yacimientos convencionales, que además concentran el 48% de las reservas probadas de crudo y el 29% de las de gas del país.
La CEPH advierte que los campos maduros enfrentan altos costos operativos, baja rentabilidad y una caída sostenida de inversiones. En 2025, el lifting cost promedio se ubica entre US$ 35 y 45 por barril, mientras que el precio de venta ronda los US$ 62, una ecuación económica difícil de sostener sin estímulos adicionales.
