Mendoza registra su producción de crudo más baja en décadas y caen las regalías

Técnicamente, el problema reside en la curva de declino de los yacimientos. Mendoza ha basado su producción durante décadas en la recuperación secundaria, inyectando agua para sostener la presión de los reservorios. Sin embargo, esta técnica tiene un límite físico y económico. Cuando el «corte de agua» supera ciertos umbrales, la operación deja de ser rentable para las grandes operadoras como YPF, que han comenzado a desplazar sus inversiones de capital hacia activos de mayor retorno en el shale neuquino. Según supo Agenda Industrial, la salida de la petrolera estatal de áreas maduras en Mendoza busca atraer a operadoras independientes más ágiles, pero ese proceso de transición aún no logra revertir la caída del volumen total producido.

La apuesta del gobierno mendocino para frenar esta sangría es el desarrollo del sector norte de Vaca Muerta. Si bien el epicentro del no convencional está en Neuquén, Mendoza posee una extensión de la roca madre en el departamento de Malargüe que ofrece un potencial todavía inexplorado a escala comercial. La puesta en marcha de proyectos piloto de estimulación hidráulica (fracking) es la única carta que la provincia tiene para recuperar los niveles de producción de hace una década. Sin embargo, el desarrollo del shale requiere una infraestructura logística y un flujo de divisas que la coyuntura macroeconómica nacional todavía no garantiza plenamente.

Desde el punto de vista industrial, la crisis petrolera derrama sobre toda la cadena de valor metalmecánica de la provincia. Mendoza cuenta con uno de los clústeres de servicios petroleros más importantes del país, con empresas que fabrican desde torres de perforación hasta válvulas de precisión. La caída de la actividad en los yacimientos locales obliga a estas PyMEs industriales a buscar mercados en otras provincias o en el exterior, provocando una pérdida de dinamismo económico en departamentos como Maipú y Luján de Cuyo. Para Agenda Industrial, este es el riesgo más alto: la desarticulación de un saber técnico acumulado por generaciones de trabajadores petroleros mendocinos.

El impacto en las arcas públicas es el reflejo final de esta parálisis. Las regalías se liquidan en dólares pero se perciben en pesos al tipo de cambio oficial, y al disminuir la cantidad de barriles extraídos, la masa de recursos se pulveriza frente a la inflación de costos de la administración pública. Mendoza ha intentado mitigar esto con programas de incentivos como Mendoza Activa Hidrocarburos, que permitieron reactivar pozos abandonados, pero estas medidas funcionan como paliativos y no como soluciones de fondo para una cuenca que necesita una inversión masiva en tecnología de recuperación terciaria o una transición definitiva al no convencional.

Escenario A: Inercia y Ocaso

La producción sigue cayendo un 5% anual. La provincia pierde autonomía fiscal y se convierte en un actor marginal en el mapa energético nacional, dependiendo de transferencias discrecionales.

Escenario B: Salto al Shale

El RIGI atrae inversiones para el sur mendocino (Malargüe). Vaca Muerta Mendoza despega, compensando el declive del convencional y recuperando el flujo de regalías en 36 meses.

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La situación en la Destilería de Luján de Cuyo también es motivo de seguimiento. Al ser una de las refinerías más grandes del país, su operatividad depende del flujo de crudo mendocino y neuquino. Si la producción local sigue bajando, la logística de transporte de crudo desde otras cuencas encarecerá los procesos de refinación, afectando potencialmente el precio final de los combustibles en la región. La integración vertical de la industria energética mendocina está en juego, y la resolución de esta crisis requiere un acuerdo político y empresarial que trascienda la coyuntura de precios internacionales.

Finalmente, el debate sobre el uso de los fondos de Portezuelo del Viento también se cuela en la agenda petrolera. Ante la crisis de regalías, sectores industriales sugieren que parte de esos capitales deberían orientarse a financiar infraestructura energética que permita bajar los costos de extracción en los yacimientos maduros. La transición hacia una energía más barata y eficiente es la única vía para que el crudo pesado de Mendoza vuelva a ser competitivo en un mercado global que hoy premia la eficiencia y la baja huella de carbono.

En conclusión, el petróleo en Mendoza ha llegado a una encrucijada definitiva. El modelo convencional que sostuvo a la provincia durante el siglo XX está agotado. El desafío ahora es gestionar el declive de manera ordenada mientras se sientan las bases para la explotación no convencional. La provincia tiene el recurso, tiene la infraestructura y tiene la gente; solo resta que las condiciones macroeconómicas y los marcos regulatorios permitan que el subsuelo mendocino vuelva a ser el motor del desarrollo regional.