Mendoza cambió su ley de petróleo con la producción en el piso: sacó 56,7% menos que en 2002 y Neuquén ya produce 13 veces más
Mendoza aprobó una ley de hidrocarburos pensada para traer Vaca Muerta a Malargüe, y lo hizo en el peor momento de su petróleo: entre enero y septiembre de 2026 la provincia produjo 2.129.348 metros cúbicos, 56,7% menos que en los mismos meses de 2002 y lo más bajo desde 1999, según la Secretaría de Energía. En 2017 Neuquén sacaba apenas 30% más que Mendoza; hoy saca 13 veces más.
Mendoza cambió las reglas de su petróleo cuando ese petróleo está en el nivel más bajo de la serie que empieza en 1999. El Senado provincial aprobó la nueva ley de hidrocarburos el martes 10 por 31 votos contra 2 y la mandó al Poder Ejecutivo para su promulgación, según informó el Senado de Mendoza.
La ley fija una regalía de referencia del 15% para las próximas licitaciones, sobre la que las empresas pueden ofrecer más o menos, y le permite al Poder Ejecutivo bajarla por debajo del 5% para reactivar pozos inactivos, crudos pesados o recuperación mejorada. Crea la figura de la concesión de explotación no convencional, pensada para Vaca Muerta en Malargüe, y una tasa de control de hasta 0,8% de lo que se recauda en regalías y cánones. La ley anterior, la 7.526 de 2006, fijaba una regalía general del 12%, reducible hasta el 5%, y Diputados le había dado media sanción el 21 de octubre, según iProfesional.
Primero, el punto de partida. Entre enero y septiembre de 2026 los yacimientos mendocinos produjeron 2.129.348 metros cúbicos de petróleo, 8,2% menos que un año antes y 56,7% menos que en los mismos meses de 2002, según las tablas de la Secretaría de Energía. Es el nivel más bajo para esos nueve meses desde 1999, el primer año de la serie mensual.
Y es casi todo convencional, el petróleo de los yacimientos de siempre. El no convencional, el de Vaca Muerta, no llega al 1% de lo que sale de la provincia. En Neuquén es el 98,4%. La ley apunta a un petróleo que Mendoza, por ahora, casi no produce.
Una caída de veinte años. Mendoza tuvo su mejor año de la serie en 2002, con 6.772.374 metros cúbicos. Desde entonces la producción de enero a septiembre bajó en catorce de los diecisiete años que van de 2010 a 2026; solo subió en 2015, 2016 y 2024. El último año fue de los peores: 8,2% menos que en 2025, la baja más fuerte desde la pandemia (14,7% en 2020).
Mendoza produce hoy menos de la mitad del petróleo que sacaba a principios de siglo
Miles de metros cúbicos producidos entre enero y septiembre. 2026 en naranja; 2002, el mejor año completo de la serie, en verde oscuro. 2007 y 2008 en gris: ver «Cómo lo sabemos».
Mientras tanto, del otro lado del río Colorado. En enero-septiembre de 2017 Neuquén produjo 4.240.462 metros cúbicos de petróleo y Mendoza 3.254.565: Neuquén sacaba apenas 30% más.
En 2026 Neuquén produjo 27.627.375, 98,4% no convencional: 13 veces lo de Mendoza. En el mismo período, la parte mendocina del petróleo del país bajó de 15,7% a 5,5%.
Hasta 2018 Neuquén sacaba menos de 50% más petróleo que Mendoza; después despegó
Millones de metros cúbicos producidos entre enero y septiembre de cada año.
| Enero-septiembre (m³ de petróleo) | 2002 | 2017 | 2025 | 2026 |
|---|---|---|---|---|
| Mendoza | 4.917.966 | 3.254.565 | 2.319.546 | 2.129.348 |
| Neuquén | 11.480.187 | 4.240.462 | 21.258.144 | 27.627.375 |
| Total del país | 34.906.955 | 20.693.218 | 33.593.494 | 39.044.476 |
| Parte de Mendoza | 14,1% | 15,7% | 6,9% | 5,5% |
Quién saca el petróleo mendocino. Según la base por pozo de la Secretaría, entre enero y septiembre de 2019 YPF produjo el 67,4% del petróleo de Mendoza; en 2025, el 45,2%, y en 2026, el 35,6%. La principal productora de la provincia pesa cada vez menos.
En siete años su producción en la provincia bajó 62,0%, de 2.006.195 a 761.704 metros cúbicos. En agosto YPF firmó la salida de sus últimas áreas convencionales mendocinas, dentro de su plan para concentrarse en Vaca Muerta, según Los Andes.
Las demás empresas sacaron en 2026 1.380.119 metros cúbicos, 42,0% más que en 2019: Pluspetrol (25,0% del total), Petróleos Sudamericanos (21,5%, que en 2019 no producía en la provincia) y Petroquímica Comodoro Rivadavia (5,6%) son las mayores. No alcanza para compensar lo que dejó de sacar YPF.
La caída sigue en curso. En septiembre de 2019 declararon producción 2.970 pozos mendocinos; en septiembre de 2025, 2.348; en septiembre de 2026, 2.169. Ese mes la provincia sacó 7.664 metros cúbicos por día, 7,6% menos que un año antes (8.293).
△ La cocina del dato
Camino de verificación: estadística oficial recalculada con contraste independiente. La producción de petróleo por provincia la publica la Secretaría de Energía con las declaraciones juradas mensuales de cada empresa (Capítulo IV). La cifra ancla sale de sus tablas dinámicas de producción (SESCO): sumamos la producción primaria, secundaria, por recuperación asistida y el condensado de Mendoza entre enero y septiembre de cada año. Para 2026 da 2.129.348 metros cúbicos; para 2002, 4.917.966. La caída es 56,7%. La recalculamos con otra base de la misma Secretaría, la de producción por pozo: para enero-septiembre de 2026 da 2.141.823 metros cúbicos, 0,6% más, por correcciones cargadas después; con ese dato la caída sería 56,4%, y contra 2025 (2.340.622 en esa base), 8,5%.
El contraste independiente es la serie del propio gobierno mendocino, que cobra las regalías. La Dirección de Estadísticas e Investigaciones Económicas (DEIE) publica la producción anual de 2000 a 2024 (hoja «Petróleo y Regalías») con datos de la Dirección de Regalías. Da 6.772.137 metros cúbicos en 2002, el máximo de su serie, y 3.282.463 en 2024: una caída de 51,5%. La serie nacional da 6.772.374 y 3.233.048: 52,3%. Año por año, de 2000 a 2024 y sin contar 2007 y 2008, la diferencia de nivel entre las dos series va de 0,0% a 3,1%, y desde 2009 la nacional queda siempre entre 1,5% y 2,6% por debajo. La DEIE todavía no tiene 2025 ni 2026.
Por qué 2007 y 2008 van en gris. En la tabla de la Secretaría hasta 2008, Mendoza figura con 6.112.401 metros cúbicos en 2007 y 6.724.253 en 2008; la DEIE registra 5.514.269 y 5.790.172: la cifra nacional es 10,9% y 16,1% más alta. En los demás años la distancia es de 3,1% o menos. No pudimos explicar la diferencia, así que no usamos esos dos años para ninguna comparación. No cambian nada de lo que afirmamos: aun con los valores más altos, 2026 sigue siendo el piso de la serie y 2002 el mejor año completo.
Los superlativos, con su valor previo. «Lo más bajo desde 1999»: los enero-septiembre más bajos antes de 2026 fueron 2025 (2.319.546 metros cúbicos) y 2023 (2.385.245). «Su mejor año desde 1999»: 2002 sumó 6.772.374 metros cúbicos en el año completo; le sigue 2003 (6.482.280) sin contar 2008, y en la serie de la DEIE 2002 también es el máximo de 2000 a 2024. «La baja más fuerte desde 2020»: entre 2021 y 2025 las variaciones de enero-septiembre fueron −5,0%, −1,2%, −0,5%, +1,7% y −4,4%.
Qué no afirmamos. No decimos que no haya Vaca Muerta en Mendoza: la formación llega al sur de Malargüe, y la producción no convencional existe pero no llega al 1% (9.189 metros cúbicos en la tabla de la Secretaría y 15.244 en la base por pozo, que clasifican distinto algunos pozos). No evaluamos la ley ni estimamos cuánto cambiarán las regalías: depende de cada licitación. Los datos de 2026 son provisorios.
El petróleo convencional se agota: cada año sale menos de los mismos pozos, y sostenerlo exige inversiones que las grandes petroleras hoy prefieren poner en Vaca Muerta. Mendoza es uno de los casos más claros. Perdió más de la mitad de su producción desde 2002, su principal productora se está yendo de los yacimientos maduros y las empresas que llegan no compensan la diferencia. Por eso la ley hace dos apuestas a la vez: regalías más bajas para estirar la vida de los pozos viejos y una concesión nueva para que el no convencional cruce el límite con Neuquén.
La distancia que hay que cubrir es grande. La provincia saca hoy unos 7.800 metros cúbicos por día, unos 49.000 barriles. Según publicó ámbito, YPF le transmitió al gobierno provincial que su proyecto en el sur mendocino podría sumar alrededor de 90.000 barriles diarios, una cifra que repitió la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre. Es un potencial, sin fecha: el proyecto todavía no tiene definiciones técnicas ni administrativas cerradas. Hasta que llegue, las regalías dependen del petróleo que se sigue achicando. Y cuánto cambiarán con la ley nueva no se puede estimar todavía: depende de cada licitación.
△ ¿Cómo te afecta?
Si trabajás en el petróleo en Mendoza, la producción de la provincia bajó 8,2% en 2026 y en septiembre había 179 pozos menos con producción que un año antes. La ley ofrece regalías más bajas para reactivar pozos inactivos; cuántos se reactiven depende de lo que pidan las empresas.
Si tenés una empresa que le vende servicios a la industria petrolera mendocina, el cliente cambió: YPF pasó de sacar el 67,4% del petróleo mendocino en 2019 al 35,6% en 2026, y crecieron operadoras más chicas. La concesión no convencional que crea la ley es la que puede traer obras nuevas en Malargüe.
Petróleo de Mendoza, enero a septiembre de cada año desde 1999 (m³, Secretaría de Energía)
1999 4.605.383 · 2000 4.512.030 · 2001 4.389.396 · 2002 4.917.966 · 2003 4.927.205 · 2004 4.332.710 · 2005 4.028.059 · 2006 4.009.220 · 2007 4.520.090* · 2008 4.945.401* · 2009 4.120.398 · 2010 3.990.222 · 2011 3.669.897 · 2012 3.481.151 · 2013 3.322.326 · 2014 3.177.385 · 2015 3.341.883 · 2016 3.431.883 · 2017 3.254.565 · 2018 3.196.098 · 2019 2.994.829 · 2020 2.554.009 · 2021 2.426.734 · 2022 2.397.672 · 2023 2.385.245 · 2024 2.425.929 · 2025 2.319.546 · 2026 2.129.348. (*) Valores que no cierran con la serie provincial.
Petróleo de Mendoza mes por mes, 2025 y 2026 (m³ por día)
2025: ene 8.683 · feb 8.628 · mar 8.643 · abr 8.617 · may 8.555 · jun 8.493 · jul 8.361 · ago 8.206 · sep 8.293 · oct 8.219 · nov 8.172 · dic 8.182. 2026: ene 7.966 · feb 7.945 · mar 7.895 · abr 7.838 · may 7.838 · jun 7.813 · jul 7.618 · ago 7.634 · sep 7.664.
Quién produce el petróleo de Mendoza, enero a septiembre (base por pozo de la Secretaría de Energía)
2019 (2.978.219 m³): YPF 67,4% · Pluspetrol 19,3% · Petrolera El Trébol 3,7% · Petroquímica Comodoro Rivadavia 3,7% · Sinopec 2,2%. 2025 (2.340.622 m³): YPF 45,2% · Pluspetrol 25,0% · Petróleos Sudamericanos 14,3% · Petroquímica Comodoro Rivadavia 5,2% · Petrolera Aconcagua Energía 3,2%. 2026 (2.141.823 m³): YPF 35,6% · Pluspetrol 25,0% · Petróleos Sudamericanos 21,5% · Petroquímica Comodoro Rivadavia 5,6% · Venoil 2,6% · Quintana E&P 2,5%.