Como en la minería metalífera, la política del gobierno de Mendoza para Vaca Muerta sentenció a los ambientalistas a mirar sin influir o a lidiar con la policía y la Justicia si optan por manifestar sus posturas en la calle. El apetito del capital, con impacto marginal de los intereses comerciales locales, determina el plan provincial para la lengua norte de Vaca Muerta, inmunizado contra las opiniones que priorizan el interés ambiental.
El gobierno busca inversores para pasar de la exploración al desarrollo masivo de la producción no convencional de gas y petróleo. Por ahora, YPF lidera los estudios sobre el potencial comercial con una apuesta mínima. Las petroleras privadas alientan las expectativas, aunque sin arriesgar capital en las investigaciones para conformarlas.
ÍNDICE
Análisis del potencial no convencional y perspectivas de desarrollo
Resumen ejecutivo y conclusiones clave
Mendoza se encuentra en una fase crucial de transición energética, buscando validar su porción septentrional de la Formación Vaca Muerta para compensar el declive estructural de sus yacimientos convencionales maduros. La actividad, concentrada en el sur del departamento de Malargüe, ha avanzado de manera significativa en la etapa de derisking (reducción de riesgo) geológico y operativo gracias a una estrategia provincial proactiva y al liderazgo exploratorio de YPF S.A.
La conclusión central de este análisis es que Mendoza ha logrado validar técnicamente el potencial de shale oil y shale gas en áreas específicas de frontera, obteniendo resultados iniciales que califican de "auspiciosos" y "prolíferos". Estos resultados, particularmente la productividad de petróleo seco de alrededor de 50 metros cúbicos por día y caudales de gas superiores a 80.000 metros cúbicos por día en pozos exploratorios, han inyectado dinamismo en un sector que enfrentaba una curva de declinación.
El éxito exploratorio inicial está intrínsecamente ligado al programa de incentivos fiscales "Mendoza Activa Hidrocarburos", diseñado para compensar el riesgo geológico inherente a las áreas de extensión o "frontera" de la cuenca. Sin embargo, el principal desafío estratégico radica en la diferencia de escala de inversión frente a la provincia de Neuquén. Mientras el core area de Vaca Muerta atrae proyecciones de inversión superiores a los USD 10.000 millones para 2025, las inversiones confirmadas en Mendoza se encuentran en el orden de las decenas de millones de dólares (ejemplo: un plan piloto NOC por USD 44 millones en Cañadón Amarillo).
Las perspectivas futuras para Mendoza dependen de la conversión de estos éxitos exploratorios en producción a escala comercial. Para ello, es indispensable mantener la predictibilidad regulatoria, capitalizar el alto valor de los fluidos descubiertos (petróleo seco y gas asociado), y asegurar el acceso a la infraestructura de evacuación regional, incluyendo el Oleoducto Vaca Muerta Sur.
La delimitación geológica de Vaca Muerta en la Cuenca Neuquina
La Formación Vaca Muerta es una unidad geológica del Jurásico Superior-Cretácico Inferior que se extiende a lo largo de la Cuenca Neuquina. La porción mendocina constituye el límite septentrional productivo de la formación, concentrando su actividad en la región sur del departamento de Malargüe, lindante con Neuquén y Río Negro.
La provincia de Mendoza ha identificado y puesto en valor diversos bloques con potencial no convencional. Los trabajos de exploración de mayor relevancia se centran actualmente en el extremo sur, donde la proximidad al área central de la cuenca disminuye el riesgo geológico. Los bloques estratégicos donde se han concentrado las primeras perforaciones y evaluaciones incluyen: Paso de las Bardas Norte (operado por YPF S.A.), CN-VII A (YPF S.A.), y Cañadón Amarillo.
Otros bloques mendocinos identificados con presencia de la Formación Vaca Muerta incluyen Puesto Silva Oeste (Geopark Argenitna S.A.), Loma Jarillosa Este (Pluspetrol S.A.), Chihuido de la Salina Sur, El Santiagueño, Al Sur de la Dorsal - Bloque V (Oilstone Energia S.A.), Ojo de Agua (Oilstone Energia S.A.), y Dadin - Bloque II y III (Bentia Energy S.A.).
La inversión y la exploración no convencional en Mendoza se han concentrado en un cluster geográfico muy específico (Paso Bardas Norte, CN-VII A y Cañadón Amarillo). Esta focalización de recursos no es fortuita, sino que obedece a una estrategia de mitigación de riesgo. Si bien la provincia cuenta con una amplia lista de bloques con potencial , el éxito probado en este cluster es fundamental. El propósito es validar la calidad de la roca madre y la viabilidad técnica para, posteriormente, desatar el interés inversor en la docena de bloques colindantes que se ofrecen en licitación continua. El desarrollo a escala de Vaca Muerta en Mendoza depende de la replicabilidad de los resultados obtenidos en estos pozos piloto, que sirven como evidencia científica para la comunidad energética global.
Evolución del marco legal mendocino para hidrocarburos no convencionales
Mendoza ejerce su soberanía sobre los recursos del subsuelo, reafirmando que los yacimientos de hidrocarburos sólidos, líquidos y gaseosos son patrimonio exclusivo, inalienable e imprescriptible del Estado Provincial.
El marco normativo base para la actividad se rige por la Ley Nacional N° 17.319 (Hidrocarburos), la cual es de aplicación supletoria en aquellos aspectos no previstos por la legislación provincial. La Ley 17.319 establece el esquema para el otorgamiento de permisos de exploración y concesiones temporales de explotación y transporte.
Para dinamizar el sector y hacer frente al declive de la producción convencional, la provincia ha adoptado dos pilares regulatorios fundamentales:
Modelo de licitación continua: Se ha lanzado una licitación continua para 12 áreas, lo que permite un flujo constante de ofertas e inversiones, añadiendo dinamismo al sector.
Rol de la empresa provincial (EMESA): El Poder Ejecutivo, a través de empresas con participación estatal (como Emesa), puede transferir la jurisdicción sobre áreas petroleras para captar y mejorar la renta, desarrollando actividades mediante contratos o formación de sociedades.
La reactivación de áreas, como Vega Grande por parte de Emesa, junto con la promoción del shale, se orienta a consolidar un modelo provincial que busca aumentar la renta petrolera y retener a los grandes operadores.
Evaluación técnica y productiva: diferencial geológico
La Formación Vaca Muerta en Mendoza, al encontrarse en un área de extensión de la cuenca, presenta ciertas diferencias geológicas que inciden en el riesgo de inversión. La capa de roca madre (reservorio) en Mendoza tiende a tener un espesor menor en comparación con las secciones más gruesas y productivas encontradas en el core area de Neuquén o en áreas de Río Negro. Esta menor dimensión de la formación implica que, por volumen de roca explotado, la cantidad de hidrocarburo inicial disponible es comparativamente menor.
Desde una perspectiva geoquímica, la calidad de la roca madre es robusta, con el Carbono Orgánico Total (TOC) oscilando típicamente entre el 2% y el 8%, e incluso superando estos valores en algunas zonas. Respecto a la madurez térmica, la provincia abarca tanto la ventana de aceite (oil window) como la ventana de gas (gas window), reflejando la compleja historia de la cuenca en su borde norte.
El desafío geológico impuesto por el menor espesor de la roca se traduce en un incremento en el costo marginal por barril equivalente de recurso recuperable. Para que los proyectos mendocinos alcancen la rentabilidad necesaria para competir con la eficiencia del core area neuquino, se requiere una eficiencia excepcional en los costos de perforación y completación, sumada a una política fiscal de soporte. De no ser por la focalización en fluidos de alto valor (petróleo seco) y la aplicación de incentivos fiscales (detallados en la Sección IV), la inversión en estas condiciones geológicas marginales podría ser económicamente inviable.
Resultados de la exploración piloto no convencional (NOC)
La decisión de YPF de mantener y profundizar la exploración en Mendoza, con nuevas perforaciones en bloques como CN-VII A , es interpretada por la provincia como una señal de confianza en el potencial del shale mendocino. Esto es particularmente relevante considerando el plan de la petrolera de desprenderse de activos convencionales para concentrarse en el no convencional.
Los primeros trabajos exploratorios en Malargüe, cerca del límite con Neuquén, se concentraron en las áreas Paso Bardas Norte y CN-VII A. YPF completó la perforación de dos pozos exploratorios, ambos con ramas horizontales de entre 1.200 y 1.300 metros, que fueron sometidos a etapas de fractura hidráulica.
Los resultados preliminares obtenidos durante la etapa de ensayo han generado altas expectativas:
Petróleo: Se reportó una productividad de alrededor de 50 metros cúbicos por día (m3/día) de petróleo seco.
Gas Asociado: Uno de los pozos mostró valores de productividad de gas superiores a 80.000 metros cúbicos por día (m3/día). Este caudal de gas asociado resultó "sorprendente" en una ventana geológica que se anticipaba primariamente de petróleo líquido.
La coexistencia de caudales significativos de petróleo seco y gas en la misma ventana de fluidos sugiere que el sector mendocino podría estar ubicado en una zona de aceite volátil o gas húmedo, caracterizada por una alta concentración de Líquidos de Gas Natural (LGN). Esta composición de fluidos confiere un valor económico superior al gas seco o al petróleo pesado, debido al precio de los subproductos líquidos del gas. La presencia de LGN potencialmente revaloriza el perfil de riesgo-recompensa del área, aunque exige una infraestructura de procesamiento de gas más sofisticada en la cabecera de pozo para separar y estabilizar los líquidos.
El paso siguiente a estos resultados exploratorios se enfoca en el desarrollo. Un hito reciente es la inversión comprometida de 44 millones de dólares para un plan piloto no convencional (NOC) en el bloque Cañadón Amarillo. Este proyecto, cuya cesión de derechos involucró a YPF y a la UTE Quintana-TSB , busca validar la viabilidad comercial a largo plazo, confirmando la disposición de la industria a avanzar hacia la fase de producción.
Incentivos y competitividad fiscal
Programa Mendoza Activa Hidrocarburos: es la herramienta política central diseñada por la provincia para sostener la producción convencional madura y, crucialmente, para desrisquear la porción cuyana de Vaca Muerta, permitiendo competir con el polo de Neuquén.
La provincia utiliza su soberanía sobre los recursos y su capacidad tributaria para incentivar la inversión. El programa ofrece un reintegro de hasta el 40% de la inversión efectivamente realizada en proyectos de nuevos pozos o reactivación de pozos existentes, canalizado a través de certificados de crédito fiscal.
Este instrumento opera como un amortiguador del capital de riesgo. El crédito fiscal puede aplicarse de manera estratégica para cancelar obligaciones tributarias y de renta futura:
Regalías Hidrocarburíferas: Hasta el 20% del crédito fiscal puede aplicarse al pago de regalías que corresponda a la producción de hidrocarburos proveniente de los proyectos incentivados.
Impuesto a los Ingresos Brutos: El crédito restante (hasta el 20%) es aplicable al pago del Impuesto a los Ingresos Brutos.
El sistema Mendoza Activa se interpreta como una política de inversión compartida: la provincia permite a los operadores utilizar una porción de la futura renta petrolera (regalías y tributos) para financiar la exploración y desarrollo actuales. Esta transferencia de riesgo es una estrategia necesaria y competitiva para atraer capital y neutralizar el factor de incertidumbre geológica que caracteriza a esta área de extensión de la formación.
Régimen de regalías y competitividad tarifaria
La Ley de Hidrocarburos N° 17.319 establece una base de regalías del 12% a nivel nacional, la cual puede ser reducida o, bajo la Ley N° 26.197 (Ley Corta), puede ser superior. En Mendoza, la alícuota que pagan los desarrollos no convencionales es del 12%, que es inferior al 15% que se aplica a los desarrollos convencionales.
Mantener una alícuota relativamente baja del 12% para el sector no convencional es una decisión pro-competitiva. Si se combina esto con la posibilidad de utilizar el crédito fiscal del programa Mendoza Activa para cubrir hasta un 20% del monto de las regalías , el costo fiscal efectivo por unidad de producción se reduce aún más, mejorando la rentabilidad de los proyectos en la fase inicial de desarrollo y equiparándolos en atractivo a las áreas más probadas de la cuenca.
El desafío de la escala: inversión comparativa (Mendoza vs. Neuquén)
El desarrollo del shale en Mendoza se enfrenta al desafío de la escala masiva que ha alcanzado el core area de Neuquén.
Mientras la producción de Vaca Muerta a nivel nacional sigue atrayendo inversiones récord (la Secretaría de Energía de la Nación proyecta al menos USD 11.200 millones para exploración y explotación en 2025, concentrados principalmente en la cuenca neuquina) , Neuquén individualmente proyecta inversiones superiores a los USD 10.000 millones solo para ese año.
Categoría de Inversión | Neuquén (2025 Proyectado) | Mendoza (Inversión Piloto Reciente) |
Escala Total (USD) | > 10.000 Millones | Decenas de Millones (Ej. $44 Millones en Cañadón Amarillo) |
Foco Operativo | Perforación a gran escala y desarrollo masivo (e.g., La Amarga Chica: $954M) | Exploración y Plan Piloto de Validación (NOC) |
Esta diferencia en la magnitud de la inversión explica por qué Mendoza ha implementado mecanismos fiscales tan agresivos. La concentración de capital en Neuquén ha provocado un desplazamiento de la inversión, resultando en la declinación de la producción convencional en otras provincias. La agresiva estrategia regulatoria de Mendoza es, por lo tanto, una medida esencial para retener a operadores clave como YPF y asegurar que la provincia pueda capturar una porción significativa del capital destinado al desarrollo no convencional.
Factores críticos de riesgo, infraestructura y perspectivas
Análisis de la infraestructura logística y cuellos de botella: la viabilidad del desarrollo no convencional en Mendoza, al igual que en el resto de la cuenca, está supeditada a la capacidad de evacuación de los hidrocarburos. El mayor riesgo a nivel sistémico es la saturación de la infraestructura de transporte, particularmente oleoductos y gasoductos.
Mendoza está trabajando junto con la Nación y la OFEPHI (Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos) para resolver estos cuellos de botella y garantizar una mayor competitividad en el transporte y la exportación. La obra estratégica más relevante es la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur, cuyo primer tramo se extiende entre Añelo (Neuquén) y Allen (Río Negro). Este oleoducto es fundamental para crear una plataforma exportadora de energía.
La rentabilidad del shale mendocino es altamente sensible a los costos logísticos. La ubicación de los bloques de Malargüe cerca del límite con Neuquén es una ventaja, ya que permite acceder a la infraestructura troncal diseñada para el core area. El éxito económico de la provincia dependerá de asegurar la capacidad de bombeo y el acceso a las rutas de exportación, especialmente para monetizar el crudo y los fluidos de alto valor encontrados en sus pozos exploratorios.
Gestión ambiental y social (riesgo y mitigación)
Mendoza ha intentado mitigar los riesgos ambientales, particularmente aquellos relacionados con el uso hídrico, que han generado controversia en otras jurisdicciones.
Un factor diferenciador y crucial en la gestión ambiental de la provincia es la adopción de la política de utilizar 100% agua de formación para las tareas de estimulación hidráulica. El agua de formación es el agua que se extrae junto con el petróleo y el gas, eliminando la dependencia de los acuíferos de agua dulce o superficiales. Esta práctica reduce drásticamente el impacto sobre los recursos hídricos superficiales y subterráneos, un punto vital para obtener la licencia social en una provincia que sufre de estrés hídrico.
Además, la provincia mantiene un régimen estricto de control operativo. La Dirección de Hidrocarburos realizó 144 inspecciones en 2022, cubriendo el 100% de las áreas petroleras, asegurando el control de las instalaciones, condiciones de seguridad, y la explotación racional de los recursos. La provincia también ha logrado remediar más del 70% de los pasivos ambientales históricos. Estos esfuerzos buscan garantizar que el crecimiento sea "controlado, sustentable y seguro".
Potencial de recursos y proyecciones de crecimiento
El potencial de Vaca Muerta en Mendoza ha recibido validación internacional. La provincia fue seleccionada para presentar su trabajo técnico titulado “Evaluación del potencial de recursos no convencionales en la Formación Vaca Muerta, Sur de Mendoza, Argentina” en el Congreso Internacional de Geólogos del Petróleo (AAPG ICE 2025). Esta selección valida la seriedad y calidad del trabajo técnico realizado y refuerza el atractivo exploratorio mendocino ante la comunidad energética global.
El potencial total de la formación es inmenso. La Administración de Información Energética de EE. UU. (EIA) estima que Vaca Muerta contiene 16 mil millones de barriles de petróleo de esquisto y 308 billones de pies cúbicos de gas natural recuperables. Actualmente, solo una décima parte de la formación se encuentra en desarrollo.
La estrategia futura para Mendoza pasa por la expansión estratégica de los límites productivos. Los analistas y las operadoras reconocen que la clave para alcanzar la independencia energética y un crecimiento sostenido es el derisking continuo en estas áreas de frontera.
Si los planes piloto en CN-VII A y Cañadón Amarillo confirman la viabilidad comercial de los pozos horizontales y los volúmenes de producción se sostienen, Mendoza estará en posición de revertir la declinación de su producción convencional. Esto la transformaría de una provincia madura en el sector de hidrocarburos a un polo emergente de producción no convencional, capaz de atraer inversiones medianas y asegurar flujos de regalías estables y crecientes.
Conclusiones estratégicas y recomendaciones
El análisis exhaustivo del pasado exploratorio, el presente operacional y las perspectivas futuras de Vaca Muerta en Mendoza permite establecer conclusiones claras y derivar recomendaciones estratégicas para asegurar la monetización de este recurso.
Validación geológica y económica: Mendoza ha superado la fase inicial de incertidumbre geológica. Los resultados de los pozos exploratorios de YPF demuestran que la porción mendocina de Vaca Muerta no solo es productiva en petróleo seco, sino que también ofrece un potencial inesperado y valioso de gas húmedo/LGN.
Ventaja fiscal competitiva: El principal diferenciador competitivo de Mendoza es el marco regulatorio pro-inversión, particularmente el programa Mendoza Activa Hidrocarburos. Este programa permite a la provincia amortiguar el riesgo de capital de los inversores, haciendo que los proyectos de frontera sean económicamente atractivos a pesar de las desventajas geológicas (menor espesor de la roca).
Liderazgo ambiental hídrico: La política de utilizar 100% agua de formación para la fractura hidráulica establece una ventaja estratégica en términos de licencia social y gestión de recursos hídricos, mitigando un factor de riesgo ambiental crítico.
Riesgo de escala logística: La vulnerabilidad primaria de Mendoza no es la roca, sino la escalabilidad del desarrollo y la dependencia de infraestructura. La falta de capacidad de transporte limita la producción y sujeta la rentabilidad mendocina a la resolución de los cuellos de botella en Neuquén y al acceso prioritario en ductos de exportación como Vaca Muerta Sur.
Puesto Rojas
Idas y vueltas
El yacimiento Puesto Rojas está emplazado en el departamento Malargüe, pertenece a la Cuenca Neuquina, y se encuentra aproximadamente a 18 km de El Sosneado y a 25 km de Malargüe.
Operadores y concesiones
El yacimiento fue operado por dos petroleras.
Petrolera El Trébol (Phoenix Resources S.A.): Fue la única empresa autorizada hasta su momento para la explotación de hidrocarburos bajo la técnica de fractura hidráulica (fracking) en el yacimiento. Obtuvo en 2020 la concesión por 35 años para la explotación no convencional del área CNQ 17, con una reducción de regalías del 12% al 9% durante 10 años.
Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR): En enero de 2025, el Gobierno de Mendoza aprobó la prórroga por diez años de la concesión de explotación del área Puesto Rojas, operada por PCR.
Producción reciente
La transferencia del área a PCR en 2023 permitió incrementar la producción de 45 m³/d a 140 m³/d gracias a un plan integral de reactivación.
Inversiones planificadas
PCR comprometió una inversión de USD 20 millones que incluye la reactivación de pozos inactivos y la perforación de seis nuevos pozos, cuatro de ellos exploratorios. Además, contempla una inversión adicional de hasta USD 24 millones supeditada al éxito comercial de los pozos exploratorios.
Técnicas de extracción
En su etapa de exploración inicial se perforaron 4 pozos con estimulación hidráulica, con profundidades entre 1.670 m y 2.536 m, y una segunda etapa contempló 5 pozos adicionales.
Control ambiental
El Departamento General de Irrigación implementó un plan de monitoreo que comprende 15 puntos: 10 controlan la calidad del recurso hídrico subterráneo y 5 del superficial, y hasta el momento los análisis indican que no se han producido cambios en la calidad de aguas vinculables con la actividad.
Evolución de la producción bajo PCR
La transferencia del área Puesto Rojas a PCR en 2023 marcó el inicio de una nueva etapa, logrando un incremento en la producción de 45 m³/d a 140 m³/d gracias a un plan integral de reactivación. Este desempeño representa un aumento del 211% en la producción diaria.
Estrategia de reactivación
El plan de PCR para incrementar la producción se basa en dos ejes:
Reactivación de pozos inactivos: Las actividades enfocadas en poner nuevamente en producción pozos inactivos han generado incrementos significativos en la producción de hidrocarburos, y este enfoque continuará durante la vigencia de la prórroga.
Perforación de nuevos pozos: PCR perforará seis nuevos pozos, cuatro de ellos exploratorios, en busca de oportunidades inexploradas en estos yacimientos históricos.
Planes para 2025
Con una inversión estimada de 10 millones de dólares, planificó la perforación de pozos exploratorios en Puesto Rojas, La Brea y Cerro Mollar Oeste, durante 2025.
PCR planea realizar entre tres y cuatro pozos en las áreas de Puesto Rojas y La Brea, donde los costos son menores (entre 2.5 y 4 millones de dólares por pozo).
Inversiones comprometidas
El compromiso de inversión de PCR asciende a 20 millones de dólares, y contempla una inversión adicional de hasta 24 millones de dólares, supeditada al éxito comercial de los pozos exploratorios. Esto podría derivar en la perforación de hasta tres pozos adicionales por cada descubrimiento comercial.
Contexto operativo
Desde 2023 la compañía opera las áreas Puesto Rojas, La Brea y Cerro Mollar Oeste, sumando estos bloques a su actividad histórica en El Sosneado, donde mantiene operaciones desde hace más de 30 años.
El incremento de producción en Puesto Rojas es significativo y refleja el éxito del cambio de operador y la implementación de un plan de reactivación integral enfocado en yacimientos maduros.
Enfoque del gobierno provincial: promoción extractivista
Inicio controvertido (2017): la autorización comenzó en julio de 2017 con una resolución polémica para la explotación de cuatro pozos petroleros en Malargüe, sin ningún estudio de impacto ambiental, sin ninguna resolución respecto del agua que se podía usar, sin audiencia pública y sin licencia social. El pedido de la empresa fue aprobado y las acciones empezaron a ejecutarse en menos de una semana de presentado.
Incentivos económicos otorgados
El gobierno de Alfredo Cornejo implementó una política de incentivos para atraer inversión en hidrocarburos no convencionales:
Reducción de regalías: En 2020, se otorgó a El Trébol la concesión de explotación no convencional del área CNQ 17 "Puesto Rojas" por 35 años, con una reducción de regalías del 12% al 9% durante 10 años.
Marco regulatorio express: En marzo de 2018 llegó un decreto del Poder Ejecutivo provincial que reglamenta la actividad pero que no tiene en cuenta el principio precautorio en materia ambiental ni ninguna de las presentaciones que se realizaron.
Expectativas oficiales
El gobierno ha manifestado grandes expectativas económicas para la actividad extractiva:
Se contempla que un aumento de la producción podría significar una inversión de U$S 1.000 millones si se concreta el proyecto.
La ministra de Energía Jimena Latorre afirmó que "el interés del privado en extender su concesión y la inversión comprometida demuestran que Mendoza aún tiene mucho para dar en materia de hidrocarburos".
Cornejo ha expresado que están enfocados en el compromiso de explotar los recursos naturales con que cuentan, con un claro foco puesto en la minería, el petróleo y la generación de energía.
Aspectos controvertidos del enfoque oficial
Delegación de controles: La resolución del gobierno provincial dejó en manos de la empresa El Trébol el monitoreo de los acuíferos subterráneos, los monitoreos sísmicos que pueda provocar el fracking mediante la instalación de sismómetros, el análisis de las aguas de retorno, el tratamiento y disposición de los residuos incluso los peligrosos.
Contexto de crisis hídrica
Dado el escenario de la grave crisis hídrica y la sequía que atraviesa su noveno año consecutivo, en la peor escasez de agua de los últimos 100 años en la provincia, resulta altamente irresponsable introducir esta técnica, según han señalado organizaciones ambientales.
Proximidad a áreas sensibles
El gobierno provincial autorizó a Petrolera El Trebol S.A. a la exploración y explotación de petróleo mediante el método de fractura hidráulica en 4 pozos situados en cercanías de la Laguna Llancanelo (humedal de importancia internacional), a escasos kilómetros de la ciudad de Malargüe y del río Salado que forma parte de la cuenca del Atuel.
Impacto ambiental considerado oficialmente
El enfoque oficial ha sido declarar que no hay impactos detectados, aunque esto ha sido cuestionado. Sin embargo, la celeridad en las aprobaciones y la ausencia de estudios exhaustivos previos sugieren que el gobierno provincial ha priorizado el desarrollo hidrocarburífero sobre evaluaciones ambientales rigurosas.
Conflicto judicial
La Suprema Corte Provincial archivó la única acción en la que se acompañaba una medida cautelar que hubiera suspendido el fracking por precaución y prevención, y luego se denegó la solicitud para recurrir ante la Corte Suprema de la Nación.
En resumen, el gobierno de Mendoza ha tratado a Puesto Rojas como un proyecto prioritario para el desarrollo energético provincial, implementando un marco regulatorio favorable y rechazando los cuestionamientos ambientales, mientras promueve expectativas de importantes inversiones y crecimiento económico.
Inversiones proyectadas específicas para Puesto Rojas
Escenario base comprometido: PCR comprometió una inversión inicial de USD 20 millones para la perforación de seis pozos en el nuevo período de concesión hasta 2037.
Escenario ampliado (condicionado a éxito exploratorio)
La empresa prevé una inversión adicional de hasta USD 24 millones para perforar 12 pozos más, en función de los descubrimientos comerciales y la viabilidad económica de los proyectos. Esto elevaría la inversión total a USD 44 millones solo en Puesto Rojas.
Contexto regional: Plan integral de PCR en Mendoza
Puesto Rojas forma parte de un plan mucho más amplio de PCR en la región:
La actividad de PCR forma parte de un plan de desarrollo energético que prevé una inversión total de más de 100 millones de dólares en los próximos años, abarcando Puesto Rojas, La Brea, Cerro Mollar Oeste, El Sosneado, Llancanelo y Llancanelo R.
Desglose de inversiones 2025
Para 2025, el proyecto contempló la perforación de pozos exploratorios en Puesto Rojas, La Brea y Cerro Mollar Oeste, con una inversión adicional estimada en 10 millones de dólares.
PCR presupuestó una inversión de 30 millones de dólares para 2025 en áreas petroleras de Malargüe.
El plan de inversión incluye infraestructura para el tratamiento del petróleo y la construcción de oleoductos, obras clave para la conectividad energética del sur mendocino.
Escenario provincial ampliado: impacto económico total
Inversiones en hidrocarburos convencionales (clúster completo): Con una inversión estimada en USD 600 millones y un impacto en gastos operativos que podría alcanzar los USD 1.400 millones durante el período de prórroga, se espera una significativa reactivación del sector y un impulso para la economía regional.
Proyección para infraestructura adicional
Si crece la producción, PCR ve la posibilidad de construir otra planta en la que invertiría unos 40 millones de dólares.
Impacto en empleo
Empleo directo PCR:
Contratación local obligatoria
En particular en Llancanelo, el personal que trabajaba en YPF es tomado por PCR, mientras que se van a mantener las mismas empresas de servicios que venían trabajando con la petrolera estatal.
Impacto fiscal y regalías
Estrategia de regalías variables: El gobierno implementó una política de reducción de regalías como incentivo:
En el marco de esta prórroga, la provincia fijó una tasa de regalías del 12% sobre la producción de las áreas Cerro Mollar Oeste, La Brea y Puesto Rojas.
Mendoza desplegó un esquema de incentivos que incluye la reducción de regalías del 12% al 6% en determinadas áreas convencionales y regalías cero para unos 3.000 pozos inactivos.
La lógica oficial para rebajar las regalías
El gobierno de Mendoza, segunda gestión de Alfredo Cornejo, explicó la cesión de ingresos a los privados en los términos de una promoción: “Si reducimos la regalía quizás estamos resignando renta, pero a largo plazo el impacto positivo en la cadena de valor es mucho más alto".
El gobernador Cornejo destacó: "Las provincias tienen pocos instrumentos de política económica, pero dentro de esos márgenes estamos dispuestos incluso a recaudar un poco menos en regalías si eso significa concretar inversiones productivas. A largo plazo, esa inversión vuelve en mayor producción y desarrollo para Mendoza".
Comparación con expectativas previas
Recordemos que en el pasado se contemplaba que un aumento de la producción podría significar una inversión de USD 1.000 millones si se concretaba el proyecto bajo el operador anterior (El Trébol).
Escenarios proyectados
Escenario conservador (Puesto Rojas solamente)
Escenario intermedio (clúster PCR Malargüe)
Inversión: USD 100+ millones
Incluye: Puesto Rojas, La Brea, Cerro Mollar, Llancanelo
Infraestructura adicional: USD 40 millones en plantas
Escenario amplio (hidrocarburos Mendoza)
Inversión directa: USD 600 millones
Gastos operativos totales: USD 1.400 millones
Representa 25% de la producción provincial actual
Efecto multiplicador en cadena de valor (servicios, logística, proveedores)
El gobierno mendocino está apostando a que estos proyectos, junto con minería y Vaca Muerta.
Escenario competitivo: Vaca Muerta en Mendoza
El gobierno también apuesta al desarrollo no convencional para complementar campos maduros como Puesto Rojas.
YPF completó la perforación de los primeros pozos exploratorios en Malargüe, cerca del límite con Neuquén, para evaluar el potencial del lado mendocino de Vaca Muerta.
Cornejo expresó: "Estamos apostando por el petróleo y la minería porque nuestro promedio salarial, basado en la agricultura y el turismo, es bajo. Queremos que crezca la economía y que crezca el salario, y para eso necesitamos más energía y minería”.
Ambientalistas: resistencia desde múltiples frentes
El desarrollo de la producción no convencional de gas y petróleo enfrenta una serie de cuestionamientos por el impacto del fracking sobre el medioambiente. Un conjunto de organizaciones han planteado objeciones sobre la actividad por considerar que su despliegue es nocivo para en entorno natural como para las personas que conviven con la fracturación hidráulica que permite extraer los hidrocarburos contenidos en el interior de la roca subterránea de la Cuenca Neuquina.
Asambleas por el Agua Pura de Mendoza (AMPAP)
Las Asambleas Mendocinas por el Agua Pura criticaron duramente al gobierno, recordando que Alfredo Cornejo en campaña decía "todo dentro de la ley", pero consideran que "olvidó su compromiso" al violar normas ambientales con la resolución de la DPA.
Esta organización denunció que la dependencia autorizó la técnica "a escondidas" en menos de una semana, "esquivando el derecho de acceder a la información ambiental y la participación ciudadana, sin consultar a los expertos ni realizar investigación alguna, obviando el procedimiento de evaluación ambiental que exige la legislación".
Asamblea por los Bienes Comunes de Malargüe
Esta organización local fue una de las más activas. Denunciaron que la autorización viola la Ley Nacional 25.675 que establece instancias obligatorias como Estudio de Impacto Ambiental, Audiencia Pública y los respectivos dictámenes técnicos.
La Asamblea denunció que se ha generado "un ambiente de hostigamiento, persecución ideológica y de enfrentamiento social entre los habitantes de nuestro territorio, fomentado por sindicatos, organizaciones empresariales, y lo más grave, por las mismas autoridades municipales".
Su posición histórica señala: "La falta de políticas estructurales no han generado un proyecto de desarrollo a escala local, sustentable y sostenible y constituyen la deuda histórica del extractivismo en Malargüe. El extractivismo al que hemos sido sometidos a lo largo de décadas, como política de estado de concentración y fuga de nuestras riquezas, se evidencia en la falta trabajo, escasa infraestructura vial, insuficiente diversificación de la matriz productiva".
Multisectorial de General Alvear
La organización alvearense manifestó su rechazo a la aprobación inconsulta de proyectos piloto de fracking, destacando que General Alvear es "Departamento Libre de Fracking" por ordenanza municipal, aunque advirtieron que "la cuenca hídrica es más amplia y no conoce de límites políticos".
La Multisectorial organizó el Congreso CRIPA 17 en junio de 2017, donde especialistas de diferentes partes del mundo expusieron los riesgos de esta actividad con fundamento técnico.
Organización territorial Malalweche
En representación de las comunidades locales la Organización Malalweche también se pronunció contra el fracking desde el inicio.
Argumentos técnicos de los ambientalistas
Crisis hídrica y sísmica: el profesor en Geografía de la Universidad Nacional de Cuyo, Marcelo Giraud, de las Asambleas por el Agua Pura, advirtió sobre el impacto negativo por la inyección de agua de retorno que se reutiliza en la fractura hidráulica, y preguntó "qué va a pasar cuando la experiencia de Puesto Rojas se haga a gran escala, durante el tiempo y en formaciones que están a gran profundidad", señalando el riesgo de sismicidad inducida reconocida por el Centro de Sismicidad de Estados Unidos.
Evidencias de contaminación: en marzo de 2018 aparecieron documentos filtrados por Ecoleaks, concretamente, dos informes del DGI y la UNCuyo que determinaban que había petróleo o derivados en el agua de consumo humano o destinada a riego en las napas pertenecientes a la zona donde se había realizado fracking, mostrando "contaminación elevada con hidrocarburos". El magister en Biotecnología Esteban Servat sostuvo que estudios de la UNCuyo confirmaban la contaminación de napas de agua con valores de hidrocarburos de hasta 4 veces por sobre la norma en pozos piloto del área Puesto Rojas.
Derrames documentados: comunidades mapuche denunciaron una serie de derrames en Malargüe, y en junio de 2019 ocurrió un derrame en el yacimiento El Mollar, cercano a Puesto Rojas, estimado en aproximadamente 4 mil litros, cerca del arroyo El Manzano que llega hasta el río Malargüe.
Comunidades originarias: el pueblo Mapuche
El Lof Limay Kurref, comunidad mapuche de Malargüe, logró frenar un intento de desalojo por parte de la Corporación Las Leñas. El fallo judicial "consolida las acciones de defensa territorial que esta comunidad mapuche viene realizando frente a la violación del Derecho a la Consulta, sobre las pruebas piloto de extracción de petróleo no convencional con la técnica fracking".
La Organización Identidad Territorial Malaweche destacó que la Corporación Las Leñas representa "un complejo entramado de intereses encabezados por un Holding de inversión Anglo-Malayo que retiene en la provincia de Mendoza más de 550.000 hectáreas".
Falta de consulta previa
Mauricio López, candidato del Frente de Izquierda, declaró en 2017: "Esta autorización entre gallos y medianoches de la Secretaría de Ambiente muestra el autoritarismo del gobierno de Cornejo y su nula voluntad de diálogo y el desconocimiento a las organizaciones populares que se han expresado sobre el uso del agua. Sin dudas no se puede desconocer la voz de las asambleas por el agua o las organizaciones del Pueblo Mapuche; con claridad exigimos que sean consultados".
Testimonio directo sobre el impacto territorial
Un testimonio de las comunidades explica que “el fracking es diez veces más invasivo de territorios que el petróleo convencional. Y cuando uno de nosotros le marca que la comunidad llega hasta tal lugar, inmediatamente al lado meten el corte, te hacen un pozo horizontal, que -por abajo- no sabes hasta dónde llega".
El testimonio también señala: "La novedad que tiene Malargüe es que se hizo el primer 'pozo multilateral' en la zona de la laguna de Llancanelo. La perforación multilateral significa que hacen el agujero principal, y después empiezan a ramificar en las profundidades hacia los costados. Es terrible, porque vos desde arriba ves un solo pozo, pero abajo están expandiéndose para todos lados".
Historia de extractivismo
Las comunidades mapuche denuncian una historia larga de extractivismo: "Desde los años 30 se extrajo carbón mineral y nuestros padres y abuelos eran incorporados como mano de obra barata para extractivismo. Cuando llegó la industria petrolera produjo una súper invasión en los territorios. La expansión fue agresiva".
Despliegue judicial y movilización popular
El repertorio de acciones que desplegaron los críticos del fracking incluyó recursos de amparo, charlas informativas y concentraciones frente a la Legislatura de Mendoza. Sin embargo, la jueza del 24° Juzgado Civil, María Eugenia Ibaceta, rechazó un amparo presentado por la Federación de Espeleología. Consideró lajueza que la causa devino "en abstracto", aunque en sus fundamentos reconoció que el tema está discutido científicamente y requiere de una reglamentación específica.
Movilizaciones masivas (2018)
Entre abril y mayo de 2018 hubo multitudinarias manifestaciones en Alvear, San Carlos y Tunuyán, solicitando al gobernador que derogue el decreto 248 que reglamenta la estimulación hidráulica.
Hubo cortes parciales de la Ruta 40 a la altura de Eugenio Bustos, San Carlos, donde manifestantes frenaron un camión que llevaba tanques a Puesto Rojas.
Acciones de amparo presentadas
El caso de Puesto Rojas generó múltiples acciones judiciales con un resultado sistemáticamente favorable al gobierno provincial.
Federación Argentina de Espeleología (FADE)
Presentación: Carlos Benedetto, presidente de FADE, presentó un amparo contra las resoluciones que autorizaban el fracking en Puesto Rojas.
Resolución de primera instancia: La titular del 24° Juzgado Civil, María Eugenia Ibaceta, rechazó el amparo argumentando que "es un hecho consumado y no hay interés jurídico actual", basándose en que "el Gobierno ha acreditado que el trabajo que se realizó en el Puesto Rojas ha concluido. La fractura hidráulica (fracking) se hizo y se cerró".
Recurso extraordinario: A raíz del rechazo del amparo, el titular de la ONG presentó en febrero un recurso extraordinario en la Suprema Corte de la provincia, que fue aceptado y quedó esperando resolución.
Fundación Ambiente y Recursos Naturales (FARN)
Fecha de presentación: Septiembre de 2017
Objeto de la acción: FARN presentó un amparo ante la justicia de la provincia de Mendoza contra el Gobierno provincial, representado por la Dirección de Protección Ambiental (DPA), con el fin de exigir se declare la inconstitucionalidad y nulidad de las Resoluciones Nros. 789/17 y 813/17 de la DPA, publicadas ambas en el Boletín Oficial con fecha 31 de julio de 2017, hasta tanto sea realizado el procedimiento de evaluación de impacto ambiental (EIA) y se realicen las instancias de participación ciudadana.
Medida cautelar solicitada: Se pidió la suspensión inmediata de la Resolución N° 813/17 y cualquier acción tendiente a poner en funcionamiento la aplicación de la resolución impugnada hasta que recayera sentencia definitiva.
Asamblea por los Bienes Comunes de Malargüe
También presentaron acciones legales con argumentos similares sobre violaciones procedimentales.
Fundamentos jurídicos de los amparos
Los amparos se basaron en múltiples violaciones:
Ausencia de Evaluación de Impacto Ambiental (EIA): Se argumentó que la empresa había solicitado meses antes permiso para explotar los mismos pozos con tecnología convencional a través del procedimiento que sí incluye EIA, pero luego pidió autorización para fracking mediante un procedimiento abreviado que no incluye EIA, como un artilugio para evadir las normas de protección ambiental.
Falta de audiencia pública: Las resoluciones fueron aprobadas sin instancias de participación ciudadana.
Violación al derecho a la información ambiental: El proceso se realizó sin consultar a la ciudadanía ni a expertos.
Violación de la Ley General del Ambiente 25.675: Que establece procedimientos obligatorios que no fueron cumplidos.
Contexto de crisis hídrica: El amparo destacaba que es pública y notoria la crisis hídrica a la que está sometida la provincia, con fuertes restricciones en cuanto al uso, especialmente en el abastecimiento de poblaciones, que es el que tiene la máxima prioridad porque de ella depende la vida humana.
Precedentes judiciales citados
Los amparos citaron jurisprudencia relevante, incluyendo la Sentencia de 1ra Instancia del 15° Juzgado Civil en el Expte. n°80.866 "Asociación Oikos Red Ambiental c/ Gobierno de la Provincia de Mendoza p/ Acción de Amparo" del 31 de julio de 2003.
Establecía: "La peligrosidad comprobada de la actividad petrolera, en ningún momento desestimada en estos autos ni en la fase administrativa, máxime efectuada en un entorno de también aceptada fragilidad, exige que la gestión ambiental se apoye en un instrumento que garantice la acción preventiva".
Presión de sectores pro-fracking
El sindicato petrolero no sólo descalificó a los críticos del fracking y puso en duda que el interés de éstos sea defender el ambiente, sino que además los desafió a debatir en la Plaza de Malargüe en un acto de apoyo al proyecto de Petrolera El Trébol realizado el 17 de agosto de 2017.
El comunicado sindical denunció "la alarma que pequeños grupos 'ambientalistas' quieren generar con fines inciertos".
Audiencia de conciliación
Se convocó a una audiencia de conciliación que duró más de cuatro horas, realizada en el salón de actos del Poder Judicial, donde enfrentó al Gobierno y a las organizaciones ambientalistas.
Posiciones de las partes en audiencia
Defensa del gobierno:
El entonces secretario de Ambiente de Mendoza, Humberto Mingorance, aseguró que el proceso realizado en Puesto Rojas "se hizo conforme a la legislación ambiental", agregando que no sólo se "cumplió con la norma sino que se abundó en los controles ambientales para lo cual fueron convocados el Cricyt, Irrigación, Dirección de Protección Ambiental y la Dirección de Hidrocarburos".
Argumentó que los pozos habían sido perforados hace más de 40 años y que la técnica de fracking simplemente buscaba reactivarlos.
Quedó asegurada, según el gobierno, la inexistencia de contaminación de agua y tampoco hubo movimientos sísmicos en la zona.
Posición del Fiscal de Estado: El fiscal de Estado, Fernando Simón, consideró que es necesaria una reglamentación específica "frente al vacío legal" que existe en torno a la técnica fracking y con ella, evitar que, como ocurrió ahora, "la Justicia llegue tarde". También hizo referencia a la necesidad de una audiencia pública y que hasta que no se apruebe, no se deberán otorgar nuevos permisos para este procedimiento no convencional.
Crítica de ambientalistas: Carlos Benedetto señaló que parece que "hay un modus operandi raro, por no decir sospechoso".
El fallo y sus consecuencias
El rechazo al amparo se basó en la doctrina del "hecho consumado": como las fracturas hidráulicas ya se habían realizado y concluido, la jueza consideró que no existía un interés jurídico actual para resolver el amparo. Esta argumentación ha sido ampliamente criticada por convertir en premio la consumación de un acto potencialmente ilegal.
Con este rechazo, estimaron desde el Gobierno que otros amparos terminarían siendo archivados.
El rol de la Suprema Corte Provincial
Aunque el recurso extraordinario fue aceptado por la Suprema Corte de Mendoza, no hay información disponible sobre una resolución definitiva. La causa parece haber quedado en un limbo procesal, mientras tanto el gobierno provincial continuó otorgando nuevas concesiones y prórrogas.
Balance del proceso judicial
El trámite judicial del caso Puesto Rojas evidencia lo que los ambientalistas denuncian como un patrón sistemático:
Celeridad en la aprobación administrativa: Menos de una semana entre presentación y autorización.
Lentitud judicial: Los amparos demoraron meses en resolverse, tiempo durante el cual las operaciones se consumaron.
Doctrina del hecho consumado: Utilizada para declarar abstractas las acciones judiciales una vez que las operaciones concluyeron.
Recursos que no prosperan: El recurso extraordinario quedó sin resolución efectiva.
Continuidad de las operaciones: Mientras los recursos estaban pendientes, el gobierno continuó otorgando concesiones y prórrogas.
Este proceso judicial refleja lo que organizaciones ambientalistas y de derechos humanos han denunciado como una estrategia de "consumar primero, litigar después", donde la rapidez en la ejecución de proyectos controversiales genera hechos consumados que luego son difíciles de revertir judicialmente, dejando a las comunidades y organizaciones ambientalistas en una situación de indefensión estructural.
Conflicto central
La tensión entre la celeridad administrativa que buscaba el gobierno para habilitar la fractura hidráulica y las garantías constitucionales exigidas por las organizaciones ambientales (ONGs) para proteger el recurso hídrico en una zona árida.
Contexto legal y normativo
El conflicto se origina por la forma en que se autorizó el ingreso de la técnica de fractura hidráulica (fracking) en la provincia, utilizando vías administrativas rápidas en lugar de los procesos legislativos o de evaluación de impacto ambiental completos.
Marco regulatorio en disputa
El "Atajo" Administrativo (Resolución 589/2014): La Dirección de Protección Ambiental (DPA) utilizó un procedimiento diseñado para "obras menores" o de "escasa magnitud" (Aviso de Proyecto) para aprobar pozos de fracking. Esto permitió eludir la Evaluación de Impacto Ambiental (EIA) completa y la Audiencia Pública obligatoria exigida por la Ley Provincial de Ambiente 5961.
Decreto 248/2018: Tras los primeros amparos, el Gobernador emitió este decreto para regular la actividad. Las ONGs (OIKOS, XUMEK) argumentan que es inconstitucional porque una actividad de tal impacto debería ser regulada por Ley de la Legislatura y no por decreto del Ejecutivo, violando la división de poderes.
Estándares Internacionales: La presentación de Amicus Curiae de XUMEK resalta que la normativa local debe someterse al "Control de Convencionalidad", respetando la Opinión Consultiva 23/17 de la Corte Interamericana de Derechos Humanos (Corte IDH), que exige precaución, participación ciudadana y estudios científicos independientes.
Casos judiciales y actores
La estrategia legal de la sociedad civil se basó en el "litigio estratégico de interés público", atacando tanto las autorizaciones de pozos específicos como la normativa general.
Principales acciones interpuestas
Amparo de FADE (Federación Argentina de Espeleología):
Objetivo: Nulidad de las Resoluciones 789/17 y 813/17 que autorizaron los primeros 4 pozos en Puesto Rojas.
Hecho clave: Lograron una medida cautelar suspensiva inicial. Sin embargo, tras una polémica audiencia con presión de sindicatos petroleros y el gobierno, la jueza declaró la causa "abstracta" (moot) bajo el argumento de que la fractura ya se había realizado.
Amparo de FARN (Fundación Ambiente y Recursos Naturales):
Argumento: Violación del derecho a un ambiente sano y falta de acceso a la información pública.
Trayectoria: Fue rechazado en instancias inferiores por considerarse "abstracto" (el daño ya estaba hecho o la obra terminada), pero FARN llevó el caso a la Suprema Corte provincial, argumentando que el daño ambiental es continuo y no se agota en el acto de perforación.
Acciones de Inconstitucionalidad de OIKOS:
Contra el Decreto 248/18: Cuestiona la validez de regular el fracking por decreto.
Contra la Resolución 249/18 (Irrigación): Ataca la norma que permite el uso de agua para esta industria, alegando que prioriza el uso industrial sobre el humano y agrícola en contexto de escasez.
Intervención de XUMEK (Amicus Curiae):
No como parte actora, sino como "Amigo del Tribunal", aportando argumentos de Derecho Internacional de los DD.HH., exigiendo que se aplique el Acuerdo de Escazú y se protejan los derechos de las generaciones futuras.
Resoluciones y fallos clave
El análisis de los documentos muestra una evolución desde la permisividad administrativa inicial hasta una revisión más estricta por parte de la Corte Suprema.
Resolución / Fallo | Organismo | Contenido y Efecto |
Res. 789/17 y 813/17 | DPA (Ejecutivo) | Autorización exprés. Dieron inicio a la fractura hidráulica en Puesto Rojas bajo la figura de "adecuación de infraestructura", eludiendo la Evaluación de Impacto Ambiental completa. |
Sentencia de 1ª Instancia (Caso FADE) | Juzgado Civil | Declaración de Abstracción. La jueza levantó la suspensión del fracking tras un acuerdo entre el Gobierno y sindicatos, argumentando que como los pozos ya se habían fracturado, no había "materia" para juzgar. |
Fallo Suprema Corte (2019) | SCJ Mendoza (Sala 1) | Revocación histórica. La Corte (voto Dr. Gómez) dictaminó que el caso no es abstracto. Sostuvo que, aunque la fractura haya ocurrido, los efectos ambientales (residuos, acuíferos) perduran, y la legalidad del permiso debe ser revisada. Ordenó dictar una nueva sentencia. |
Decreto 248/2018 | Gobernador | Regulación post-conflicto. Intentó dar marco legal a la actividad tras el escándalo de 2017. Es actualmente el objeto de las demandas de inconstitucionalidad por violar la jerarquía normativa. |
Críticas legales al proceso judicial
Marcelo Romano, abogado ambientalista, aseguró que el decreto del Gobierno de Mendoza no respeta la ley ambiental 5.961, diciendo: "Lo que necesitamos ahora es que la Legislatura dé a luz un nuevo proyecto de ley que comprenda todos los presupuestos mínimos de protección ambiental que no se han tenido en cuenta".
Romano adelantó que junto con los abogados ambientalistas Enrique Viale, Marcelo Arancibia y Diego Seguí presentaría una denuncia penal contra los funcionarios involucrados en esta reglamentación, argumentando: "Sabemos que viola la ley porque a los pozos que están en explotación no les va a hacer falta una manifestación, sino un aviso de proyecto que es un procedimiento mucho menos exigente".
Romano cuestionó que fuera "extraño y desprolijo que se publique un decreto al respecto" mientras el recurso extraordinario estaba pendiente de resolución en la Suprema Corte.
Síntesis de la situación
La documentación describe un patrón de "hechos consumados": el gobierno autoriza rápido, las empresas perforan, y cuando la justicia llega, se argumenta que "ya es tarde" para detenerlo. Sin embargo, el fallo de la Suprema Corte de 2019 marcó un punto de inflexión al establecer que las cuestiones ambientales no devienen abstractas simplemente porque la obra se haya ejecutado, abriendo la puerta a una revisión de fondo sobre la legalidad del fracking en Mendoza.
Balance del conflicto
El conflicto por Puesto Rojas representa una confrontación profunda entre dos visiones: por un lado, el gobierno provincial y sectores empresariales y sindicales que ven en el fracking una oportunidad de desarrollo económico; por otro, organizaciones ambientalistas y comunidades originarias que denuncian un avance extractivista inconsulto, con violaciones procedimentales, riesgos ambientales comprobados y amenazas a sus territorios ancestrales en un contexto de crisis hídrica histórica en Mendoza.
Impacto ambiental y riesgos
El núcleo de la preocupación judicial no es solo la técnica en sí, sino la falta de información veraz sobre sus consecuencias en un ecosistema desértico.
Afectación del Recurso Hídrico: Mendoza se encuentra en crisis hídrica. Las demandas señalan que no se informó adecuadamente sobre el origen del agua utilizada, la cantidad de agua potable comprometida ni el tratamiento de los "residuos peligrosos" (agua de retorno con químicos).
Falta de Línea de Base: Se denunció que se autorizaron "pruebas piloto" sin tener estudios previos completos sobre el estado de los acuíferos, lo que impide medir el daño real posterior.
Principio Precautorio: Las organizaciones (FARN, FADE) argumentan que ante la incertidumbre científica y el riesgo de daño irreversible (contaminación de acuíferos), el Estado debió abstenerse de autorizar la actividad hasta tener certeza de inocuidad.
Sitios Protegidos: Se menciona específicamente el riesgo para la Reserva Laguna Llancanelo (sitio RAMSAR), un humedal de importancia internacional cercano a las zonas de explotación.
Plan Andes
El retiro de YPF redibuja el mapa petrolero
Un cambio de época se desarrolla sin estruendo en las áridas extensiones de la Mendoza. El Plan Andes, la estrategia de YPF para desprenderse de sus campos petroleros maduros y concentrar toda su potencia financiera y operativa en Vaca Muerta, ha reconfigurado en meses el paisaje energético mendocino, una provincia cuya producción hidrocarburística tradicional parecía condenada a un lento declive.
La salida de la petrolera estatal no es un abandono, sino una transferencia calculada. Grandes porciones del mapa petrolero mendocino han cambiado de manos, pasando a empresas más pequeñas y especializadas que prometen revitalizarlas. Este proceso, sin embargo, no está exento de turbulencias iniciales: las primeras cifras oficiales indican que, en conjunto, los yacimientos cedidos produjeron un 9% menos en los primeros nueve meses del año respecto de 2024. Las autoridades atribuyen esta caída a un inevitable período de transición operativa y al carácter maduro de las cuencas, confiando en una recuperación hacia fin de año.
Contexto estratégico
El Plan Andes constituye un movimiento estratégico corporativo de YPF, diseñado para optimizar su cartera de activos y reorientar su enfoque productivo. Esta estrategia, ejecutada a lo largo de 2024 y 2025, ha sido autorizada por el Gobierno de Mendoza, que la presenta como una oportunidad para atraer inversión especializada, si bien ha generado importantes costos de transición en sus etapas iniciales.
Estrategia de YPF: fortalecer liderazgo en shale
El Plan Andes es un componente medular del "Plan 4x4" impulsado por la dirección de YPF. La compañía busca una reasignación eficiente de capital, concentrando sus recursos en el desarrollo del shale de Vaca Muerta, con el objetivo de aumentar la rentabilidad y alcanzar una meta de exportaciones de USD 30.000 millones para el año 2030. Este imperativo corporativo llevó a YPF a anticipar su retirada de campos maduros convencionales en provincias como Santa Cruz, Tierra del Fuego y Mendoza, un proceso que se espera completar hacia 2026.
Expertos en la industria, como Alfredo Bonatto, han calificado el Plan Andes como un "cambio de paradigma" para el mercado petrolero argentino. Este proceso reconfigura la matriz productiva: mientras las grandes firmas se enfocan casi exclusivamente en el No Convencional (NOC) debido a los elevados requisitos de inversión, las compañías medianas y pequeñas especializadas asumen la explotación de los yacimientos convencionales maduros.
En Mendoza, este proceso culminó con la autorización de la última cesión, la del Clúster Sur, en febrero de 2025. Los nuevos operadores que han ganado acreage en los campos maduros incluyen a empresas independientes como Quintana Energy, TSB, Aconcagua, CAPSA, Pecom, Crown Point, Roch e Ingeniería Alpa. La operación del Clúster Sur fue otorgada a la Unión Transitoria Mendoza Sur, conformada por Quintana E&P y TSB, abarcando áreas estratégicas como Cañadón Amarillo, El Portón y Confluencia Sur.
Impacto económico y fiscal: rendimiento, inversión y regalías
La transición marcada por el Plan Andes presenta una dualidad económica: un impacto negativo inmediato en la producción y las arcas fiscales, contrapuesto a los cuantiosos compromisos de inversión forzados por la provincia a los nuevos concesionarios.
Desempeño productivo y la curva de transición
La desinversión de YPF generó una caída en el rendimiento provincial. Se registró que la producción petrolera en Mendoza cayó 4.6% entre enero y septiembre de 2025, coincidiendo con la aceleración del proceso de transferencia. Este declive se explica por la lógica del mercado: YPF redujo las inversiones en las áreas que planeaba ceder, provocando un shock productivo inicial.
No obstante, es crucial enmarcar esta caída en el contexto de la actividad reciente, donde la producción provincial de 2024 había logrado un incremento superior al 1% respecto a 2023, alcanzando aproximadamente 20.6 millones de barriles anuales. El desafío actual, por lo tanto, no es la inviabilidad inherente de los yacimientos maduros, sino el costo inmediato de la reestructuración. El análisis de la curva de transición sugiere que la caída observada en 2025 es la parte descendente de una "Curva J," donde la provincia apuesta a que los compromisos de inversión en Recuperación Mejorada (EOR) por parte de operadores especializados permitan una revitalización de las áreas y una recuperación del volumen en el mediano plazo.
Los nuevos dueños del petróleo
Cluster (Provincia) | Nuevo Operador / Consorcio | Áreas / Bloques Principales |
Mendoza Norte | Petróleos Sudamericanos S.A. | Barrancas, Río Tunuyán, Ceferino, Mesa Verde, La Ventana, Vizcacheras. |
Llancanelo | PCR (Petroquímica Comodoro Rivadavia) | Las áreas Llancanelo y Llancanelo R. |
Mendoza Sur | UTE: Quintana Energy y TSB | El Portón, Chihuido de la Salina, Altiplanicie del Payún, Cañadón Amarillo, Confluencia Sur. |
Compromisos de inversión y modelos productivos
El Gobierno de Mendoza utilizó la renegociación de las concesiones convencionales como una herramienta de apalancamiento regulatorio. El clúster Norte fue el primer paquete mayor en transferirse. En enero de 2025, la empresa Petróleos Sudamericanos S.A. tomó posesión de un conjunto de áreas clave que incluyen Barrancas, Vizcacheras, La Ventana y Río Tunuyán, entre otras. Este bloque representa una porción vital de la producción provincial. Petróleos Sudamericanos pertenece a la familia chaqueña Miedvietzky, también dueña de Amarilla Gas. Al aprobar la prórroga de las áreas del Clúster Norte, la provincia logró asegurar una inversión comprometida de USD 600 millones, lo cual garantiza la estabilidad a largo plazo de la producción convencional y fomenta la incorporación de tecnologías de eficiencia.
El clúster Sur fue el último bloque del Plan Andes. Su cesión fue particularmente estratégica: además de asegurar la gestión eficiente de los yacimientos maduros, impuso el desarrollo industrial en El Portón y la exploración de la "lengua mendocina de Vaca Muerta" en Cañadón Amarillo. La inversión inicial comprometida en Cañadón Amarillo, enfocada específicamente en el petróleo no convencional, asciende a USD 44 millones. Este enfoque asegura un doble flujo de capital: por un lado, el sostenimiento del sector convencional y, por otro, la entrada a la exploración de shale, posicionando potencialmente a Mendoza en el mismo ranking que Neuquén en el futuro.
El clúster Llancanelo desde noviembre de 2024 está en manos de la operadora Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR).
Perfil de las principales empresas entrantes
Petróleos Sudamericanos S.A.: Esta compañía se ha posicionado como uno de los mayores adquirientes del Plan Andes, obteniendo no solo el cluster Mendoza Norte, sino también el área Señal Picada-Punta Barda en Río Negro.
PCR (Petroquímica Comodoro Rivadavia): Se adjudicó el cluster Llancanelo. Es una empresa con una larga historia en el sector energético argentino, tradicionalmente ligada al grupo familiar Pérez Companc. Su adjudicación representa el regreso de un actor con experiencia y solvencia conocida en la industria.
Quintana Energy y TSB (UTE): Este consorcio se hizo cargo del estratégico cluster Mendoza Sur. Quintana Energy, de Carlos Gilardone, es un operador que ha crecido de manera significativa, ya que también obtuvo el bloque Estación Fernández Oro en Río Negro. TSB, del rionegrino Claudio Urcera, es una firma de servicios con base en Neuquén. Juntas, combinan capital de riesgo y conocimiento técnico operativo. La operación se centra específicamente en las estaciones Chihuido de la Salina II (CHLS II) y Chihuido de la Salina III (CHLS III).
Perspectivas del nuevo esquema
El perfil de los nuevos dueños en Mendoza es mixto: incluye desde una empresa en expansión como Petróleos Sudamericanos hasta grupos de trayectoria consolidada como PCR y consorcios entre capitales y service companies como la UTE de Quintana Energy y TSB.
Un punto clave, y aún no totalmente transparente, es la estructura de propiedad y el origen del capital detrás de algunas de estas operadoras, lo cual ha generado interrogantes y análisis. El éxito de esta transición dependerá en gran medida de la solvencia financiera y la capacidad técnica real de estos nuevos actores para gestionar los activos y asumir las obligaciones ambientales y laborales heredadas.
Impacto fiscal: menos regalías
La desinversión de YPF ha tenido un impacto fiscal inmediato, manifestado en una "pérdida millonaria de regalías" para las arcas provinciales.
Esta pérdida se intensificó sobre un conflicto fiscal preexistente con YPF. En 2022, el Gobierno de Mendoza había reclamado a la petrolera por unos $58 millones de dólares anuales en regalías presuntamente mal liquidadas. La auditoría provincial argumentaba que YPF, al tener una posición dominante, fijaba precios de compra internos para su propia producción con fórmulas difíciles de controlar y por debajo del precio real del barril. Este antecedente ilustra una debilidad regulatoria crónica. La falta de fiscalización adecuada, que permitió a YPF operar con cierta discrecionalidad fiscal, agravó la situación económica de la provincia durante el proceso de desinversión no controlada.
Para contrarrestar el declive y sostener la explotación por parte de los nuevos actores, la provincia considera fundamental adoptar un marco de incentivos fiscales. Entre las medidas estratégicas se encuentran la adecuación de las regalías provinciales, la implementación de incentivos fiscales (como el Bono Fiscal y el Bono para el Empleo Pyme iniciados en 2017 ), y la simplificación regulatoria. El éxito de este enfoque está respaldado por el caso de Chachahuén Sur, donde una política pública enfocada en la producción incremental, mediante la reducción de la carga fiscal, generó un movimiento económico estimado en USD 570 millones y, paradójicamente, mejoró la recaudación al aumentar significativamente el volumen producido.
Dimensión social y laboral: el costo de la transición
El impacto social y laboral ha sido la dimensión más volátil y conflictiva de la implementación del Plan Andes, afectando directamente a las comunidades dependientes de la actividad hidrocarburífera.
Consecuencias laborales y proliferación de despidos
El retiro de YPF de los pozos maduros de Mendoza, con el objetivo de concentrarse en Vaca Muerta, resultó en "cientos de despidos" y "despidos masivos". Esta situación generó respuestas inmediatas y contundentes, incluyendo protestas de sindicatos petroleros y camioneros en refinerías y yacimientos.
El Sindicato de Jerárquicos del Petróleo de Cuyo denunció que la primera etapa del Plan Andes, en la que se transfirieron áreas maduras sin una fiscalización estatal adecuada, dejó un "tendal de despidos". Los sindicatos señalan que el Estado Provincial debía garantizar la continuidad laboral , exigiendo ahora a las autoridades que la nueva fase de concesiones priorice planes de inversión sólidos y la estabilidad laboral.
Deterioro de las economías regionales y empleo
La salida de un operador de la magnitud de YPF impactó directamente en la cadena de valor local. La retracción generó la pérdida de demanda para los proveedores locales , un revés para iniciativas previas del Gobierno de Mendoza que buscaban potenciar la incorporación de PyMEs mendocinas como proveedoras del sector a través del Programa de Desarrollo de Proveedores (Prodepro).
Además del impacto cuantitativo en el empleo, se observa una erosión cualitativa del capital humano. En localidades como Malargüe, los actores empresariales notaron que la salida de profesionales de YPF no solo afectó la economía, sino que redujo el nivel profesional del ecosistema local, ya que la presencia de estos cuadros técnicos "subía un poco la vara". Los nuevos operadores, al enfocarse en la optimización de costos en campos maduros, pueden no sostener el mismo volumen de personal técnico especializado de alto nivel, lo que amenaza la capacidad de innovación y desarrollo profesional en las zonas petroleras.
Desafío ambiental: carga de los pasivos
Uno de los legados más críticos del Plan Andes ha sido la exposición del manejo deficiente de los pasivos ambientales, lo que ha obligado al Gobierno Provincial a adoptar un rol más riguroso en la fiscalización.
La acumulación de pasivos ambientales
La retirada de YPF para concentrarse en la explotación de shale en Vaca Muerta dejó tras de sí un grave problema ambiental en Mendoza. Las denuncias indican que la transferencia de áreas maduras resultó en el "abandono de pozos sin remediación de pasivos ambientales" y la acumulación de "pasivos ambientales millonarios".
La preocupación principal es que el vacío dejado por YPF deba ser llenado por operadoras de menor escala financiera. Si la transición no es estrictamente vigilada, existe un riesgo inherente de que el deterioro ambiental se intensifique, ya que la remediación de pasivos requiere capital significativo.
Intervención estatal y el precedente Lulunta
Ante la acumulación de la herencia ambiental, la provincia interveno de forma reactiva. La Dirección de Protección Ambiental (DPA) del Ministerio de Energía y Ambiente intimó a YPF para que presentara un plan de remediación en la zona de Lulunta.
El plan de remediación aceptado por la DPA en diciembre de 2024 para Lulunta sirve como un precedente de corrección post-facto y control reforzado. Este modelo incluyó:
Saneamiento: Mediante extracción mecánica y disposición final controlada de los pasivos retirados.
Supervisión externa: Se designó a la Fundación CRICYT como Ente Auditor Externo, un mecanismo clave que evaluará la documentación y supervisará las tareas de remediación, emitiendo un informe de cierre.
Celeridad y monitoreo: YPF fue obligada a actuar con "máxima celeridad" y las tareas son monitoreadas por la DPA y la Dirección de Hidráulica.
El uso de un auditor externo como la Fundación CRICYT es una respuesta regulatoria que reconoce la complejidad técnica de los pasivos y establece un mecanismo de vigilancia rigurosa e independiente para las futuras concesiones, mitigando el riesgo de que los nuevos operadores evadan la responsabilidad ambiental.
Principales riesgos ambientales
Riesgo Ambiental | Descripción y Alcance en Mendoza | Ejemplo |
Transferencia de Pasivos | Estrategia "Clean Exit" (Salida Limpia): YPF transfiere el 100% de las obligaciones ambientales (cierres de pozos, remediación) a los nuevos operadores. | Información oficial del plan. |
Escala de la Infraestructura Obsoleta | Miles de pozos abandonados o a abandonar, y miles de kilómetros de ductos soterrados antiguos que requieren mantenimiento. | Área Barrancas: 571 pozos abandonados y 262 en proceso. |
Contaminación Existente y Conflictos | Pasivos históricos no remediados que generan contaminación actual y conflictos con comunidades locales. | Caso Cruz de Piedra (2024): hallazgo de hidrocarburos cerca del Río Mendoza. |
Capacidad de los Nuevos Operadores | Las empresas más pequeñas ("juniors") pueden carecer de la solvencia financiera y técnica para asumir los altos costos de remediación. | Críticas de funcionarios y analistas. |
Presión sobre la Fiscalización Provincial | La provincia debe supervisar a múltiples operadores nuevos en lugar de a uno solo, exigiendo mayor capacidad de control. | Desafío para la Dirección de Protección Ambiental (DPA). |
Profundización en los principales problemas
Estos riesgos se materializan en problemas concretos y de gran escala:
La Estrategia del "Clean Exit" y sus Críticas: El núcleo del plan es que el nuevo operador asume "todos los derechos y las obligaciones", incluyendo pasivos ambientales. Críticos argumentan que esto permite a YPF "deshacerse" de costos millonarios de remediación, trasladando el riesgo a empresas con menor capacidad de respuesta ante un incidente grave.
La Gigantesca Herencia de Infraestructura: Los campos maduros, como el emblemático "hormiguero petrolero" de Barrancas, son un legado de décadas. Además de los pozos, existe una red de más de 3,000 kilómetros de ductos enterrados cuyo mantenimiento y eventual reemplazo es una obligación costosa que se transfiere.
Pasivos Activos y Desafíos de Remediación: El caso de Cruz de Piedra es un ejemplo de que los pasivos no son teóricos. Allí, en 2024, se hallaron restos de hidrocarburos cerca del Río Mendoza, lo que activó un plan de acción urgente que involucró a YPF, la Universidad Nacional de Cuyo y el Departamento de Irrigación para caracterizar y remediar la zona. Este tipo de situaciones pasarán a ser responsabilidad de los nuevos operadores.
El Debate sobre la Capacidad de Gestión: Existe un fuerte escepticismo sobre si empresas más pequeñas pueden manejar estos pasivos. Un funcionario mendocino señaló que la provincia no puede asumir una responsabilidad que es de quien generó el pasivo, mientras que analistas advierten que el alto costo de la remediación hace que los campos no sean rentables si se incluye este ítem, lo que complica las ventas.
El legado de YPF es una pesadilla ambiental
En resumen, el principal impacto ambiental del Plan Andes no es la generación de nueva contaminación, sino la transferencia de una enorme deuda ambiental histórica de una gran empresa estatal a un conjunto de operadores de menor escala. El éxito o fracaso ambiental del plan dependerá del desarrollo de una de factores clave.
La solvencia real y el compromiso de las nuevas empresas (como Petróleos Sudamericanos S.A. u otras) con la remediación.
La rigurosidad de la supervisión y fiscalización por parte del gobierno de Mendoza para hacer cumplir las obligaciones legales.
La resolución del conflicto político y legal en torno a quién debe financiar finalmente la remediación de los pasivos heredados.
Análisis de reacciones y posturas de actores clave
Las reacciones políticas, gremiales y técnicas ilustran la tensión entre la optimización corporativa y el interés provincial.
Marco regulatorio
El proceso de desinversión expuso debilidades iniciales en la fiscalización provincial. El Gobernador Alfredo Cornejo realizó una declaración crítica ("no seremos tan ingenuos") respecto a la nueva fase de transferencia de concesiones, lo cual fue interpretado por el Sindicato de Jerárquicos del Petróleo como una autocrítica necesaria ante la "falta de controles" que caracterizó la primera etapa del Plan Andes.
La fase final de las cesiones, defendida por la Ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, se centró en la exigencia regulatoria. Latorre enfatizó que el proceso no era solo un cambio de actores, sino la definición y exigencia de un modelo productivo adecuado para la explotación de los recursos mendocinos.
El sector sindical: vigilancia y escepticismo
El sector sindical, representado principalmente por los gremios petroleros, ha mantenido la postura más crítica. Han señalado consistentemente la causalidad directa entre la retirada de YPF, la falta de controles, los despidos y la pérdida económica.
La exigencia central del sindicato es la intervención activa del Estado para garantizar tanto la continuidad laboral como la sostenibilidad ambiental. Aunque existe un "cauto optimismo" ante la promesa oficial de supervisar de forma más estricta las próximas licitaciones (15 áreas previstas para 2025) , la desconfianza persiste, subyacente a la percepción de que el Estado se retiró de la vigilancia durante los procesos iniciales.
El ámbito local y los silencios políticos
Las comunidades productoras, como Malargüe, han sentido el impacto social de manera aguda. Los empresarios de Malargüe expresaron incertidumbre sobre las nuevas empresas y la necesidad de una relación más clara con la cámara empresarial para colaborar en la proyección del departamento.
En el plano político local, se ha documentado la tensión derivada de la falta de posicionamiento claro. El intendente de Malargüe, Celso Jaque (exdirector de YPF), evitó dar declaraciones sobre cómo impactaría el Plan Andes en la comuna en términos de regalías. Esta cautela puede reflejar la dificultad de conciliar el daño social percibido actualmente con las promesas de futura inversión en el sector no convencional en el sur mendocino.
Visión de la industria y nuevos operadores
Desde la perspectiva técnica y de mercado, el Plan Andes es validado como un ajuste estructural necesario. La llegada de operadores especializados, como Quintana E&P y TSB, con compromisos de inversión de EOR, representa una oportunidad para aplicar modelos de negocio más eficientes y tecnológicamente avanzados en la recuperación de reservas en campos maduros. Esta especialización es considerada estratégica para asegurar la continuidad de la producción convencional, que actúa como un complemento esencial al desarrollo no convencional.
Conclusiones estratégicas y proyecciones
El Plan Andes de YPF en Mendoza ha catalizado una profunda reestructuración del sector hidrocarburífero provincial, exponiendo fallas regulatorias previas, pero sentando las bases para un potencial modelo de desarrollo energético dual, basado en la optimización del convencional y la apertura al shale mendocino.
El éxito de la estrategia mendocina depende de dos factores críticos:
Riesgo operativo en convencional: Los nuevos operadores de los campos maduros son, en general, firmas medianas o pequeñas. Aunque están especializadas, carecen del músculo financiero y la escala de YPF. Esto introduce una mayor vulnerabilidad a la volatilidad de los precios del crudo y a los altos desafíos técnicos y de capital que requiere la EOR para contrarrestar el declive natural. El acompañamiento técnico y fiscal del Estado Provincial es esencial para garantizar que estos operadores no repitan el patrón de desinversión observado previamente.
Oportunidad no convencional: La inversión y exploración en Cañadón Amarillo es la puerta de entrada de Mendoza al shale. Si los resultados de las pruebas de pozos son rentables, esta área podría abrir una nueva y robusta fuente de ingresos para la provincia a partir de 2027. Esto permitiría a Mendoza reducir su dependencia del convencional, consolidando una estrategia energética dual mucho más resiliente a largo plazo.
Claves para la política energética
La principal lección extraída de la implementación del Plan Andes es que la optimización corporativa debe estar subordinada a la estricta soberanía regulatoria provincial. Se recomiendan las siguientes acciones:
Institucionalizar el control ambiental independiente: Formalizar, mediante normativa, la figura del Ente Auditor Externo (como la Fundación CRICYT en el caso Lulunta ) en todos los procesos de transferencia de concesiones y auditoría de pasivos. Esto asegura que los nuevos operadores asuman la responsabilidad total de las remediaciones, eliminando la posibilidad de que los costos ambientales recaigan en la provincia.
Diseñar un régimen fiscal competitivo para el EOR: Adoptar un régimen de regalías segmentado y ofrecer incentivos fiscales (como la reducción de Ingresos Brutos o regalías sobre la producción incremental) para hacer viables las inversiones de riesgo en EOR. Un marco fiscal competitivo no solo atrae capital, sino que maximiza la base productiva, revirtiendo la caída inicial de la recaudación.
Reforzar la gobernanza social: Establecer mecanismos de monitoreo social proactivo, incluyendo mesas de diálogo permanentes con sindicatos y cámaras de proveedores locales. Es imperativo asegurar que los nuevos operadores cumplan con sus compromisos de estabilidad laboral y utilicen la cadena de valor local para mitigar el daño estructural y la pérdida de capital humano observados durante la transición.
Perspectivas
El Plan Andes representa un cambio de paradigma para la industria petrolera mendocina. Sus efectos son ambivalentes y su éxito final está por verse:
Oportunidades: Atrae inversiones frescas, reactiva la actividad en campos agonizantes, preserva parte del empleo y permite a YPF enfocarse en Vaca Muerta.
Riesgos: La caída productiva inicial, la incertidumbre sobre la gestión de pasivos ambientales y la presión sobre condiciones laborales son desafíos sustanciales.
El resultado a mediano plazo dependerá crucialmente de:
La capacidad de inversión real de los nuevos operadores.
La rigurosidad de la fiscalización ambiental por parte de la provincia.
La evolución del precio internacional del petróleo, que determina la rentabilidad de estos campos marginales.
Un experimento sin garantías
El Plan Andes en Mendoza es más que una simple venta de activos; es un experimento a gran escala de transformación industrial. La provincia ha intercambiado la seguridad que daba un gigante estatal por la promesa de dinamismo, inversión e innovación de empresas más chicas.
El éxito de esta apuesta dependerá de la capacidad real de estos nuevos actores para revertir el declive de yacimientos viejos, cumplir con las exigentes obligaciones ambientales heredadas y generar un desarrollo sostenible que justifique el riesgo tomado.
Los próximos doce meses, donde se verá si la caída inicial de la producción se revierte, serán la primera prueba de fuego para este nuevo mapa petrolero.
Balance de la transición en Mendoza
Dimensión | Impacto documentado | Desafío Primario Post-Plan Andes | Mecanismo de Mitigación/ Proyección |
Económico/ Productivo | Caída inicial de producción (4.6% en 2025) y declive de áreas maduras. | Sostenimiento productivo del convencional mediante EOR (Recuperación Mejorada). | Inversión obligatoria de USD $600M (Clúster Norte) y desarrollo de Vaca Muerta mendocina ($44M). |
Fiscal/ Regalías | Pérdida de regalías millonarias y liquidación deficiente histórica por YPF. | Asegurar transparencia y maximizar la recaudación. | Adecuación de regalías para producción incremental e incentivos fiscales (Modelo Chachahuén Sur). |
Social/ Laboral | Despidos masivos, pérdida de profesionales y retracción de proveedores locales. | Garantizar estabilidad y calidad laboral en nuevos contratos. | Exigencia de planes de inversión sólidos que contemplen la continuidad laboral y el desarrollo de proveedores. |
Ambiental | Abandono de pozos y pasivos ambientales sin remediar. | Remediación de la herencia y fiscalización estricta. | Intimación a YPF (caso Lulunta) y supervisión obligatoria por auditor externo (Fundación CRICYT). |
Fracking: irregularidades en Puesto Rojas
Entrevista
Marcelo Giraud Profesor - Facultad de Filosofía y Letras - Departamento Geografía - Universidad Nacional de Cuyo
El proceso de aprobación ambiental
Pregunta:
¿Podría detallar más específicamente las irregularidades en la evaluación ambiental del proyecto piloto en Puesto Rojas? El documento menciona que se categorizó como "Aviso de Proyecto" en lugar de requerir una evaluación de impacto ambiental completa. Y sobre el rol del gobierno mendocino: El texto menciona que funcionarios ambientales presenciaron la primera fractura sin informar ni siquiera a su jefe de gabinete. ¿Qué mecanismos de control y transparencia fallaron específicamente en este caso? Además, ¿existieron tensiones documentadas entre diferentes áreas del gobierno mendocino (Ambiente vs. Energía) respecto al desarrollo de Puesto Rojas?
Respuesta:
Irregularidades en la Evaluación Ambiental: La carátula del proyecto como “Adecuación de Infraestructura - Perf. Pozos de Desarrollo” fue inadecuada, ya que no indicaba la fractura hidráulica. La autoridad ambiental debió categorizarlo como “Manifestación General de Impacto Ambiental” conforme a la Ley 5961, pero en su lugar usó la categoría "Aviso de Proyecto", un procedimiento de excepción, abreviado y sin audiencia pública, reservado a proyectos de escaso impacto.
Celeridad y Violación de Requisitos: La Dirección de Protección Ambiental (DPA) emitió la Resolución 813/2017 el 26/7/2017, pocas horas después de recibir el dictamen técnico del CRICYT. Esta resolución establecía condiciones previas obligatorias (perforar freatímetros, análisis de agua, instalar sismómetros), pero la fracturación comenzó el 27/7/2017, al día siguiente, con la presencia de autoridades en el lugar, sin que se hubieran cumplido.
Fallas Hídricas (DGI): El dictamen del Departamento General de Irrigación (DGI) requería 72 horas de preaviso, el cual no fue respetado. Más grave aún, Irrigación no había autorizado la extracción de los 1.000 m3 de agua del río Salado al momento de iniciar el fracking. Posteriormente, buscó "subsanar" ex post esta falta mediante la Resolución 087 del 11/8/2017, autorizando retroactivamente 5.000 (a razón de $1.000 m3 por pozo).
Baja Calidad del IIA: El dictamen técnico del CRICYT fue lapidario en cuanto a la baja calidad del Informe de Impacto Ambiental (IIA) de la empresa, criticando la descripción ambiental genérica, la escala inadecuada y la falta de datos de campo. Las informaciones adicionales solicitadas no fueron presentadas.
Falta de Transparencia Post-Operación: A pesar de haber accedido a los monitoreos de agua de freatímetros (uno superó el valor máximo tolerable para hidrocarburos), no se logró acceder a la información obligatoria de la empresa sobre los fluidos de retorno (flowback), su análisis y disposición final.
Mecanismos de Control y Transparencia Fallidos: Los fallos se centraron en la ineficacia del control preventivo (al permitir el inicio de las operaciones sin cumplir los requisitos previos impuestos por la propia DPA) y la subsanación retroactiva de faltas graves, como la autorización de extracción de agua por el DGI a posteriori.
Tensiones Intraestatales: No se notó ninguna discrepancia entre el área de Ambiente y Energía. El ministro Kerchner y el subsecretario Guiñazú (Energía), el secretario Mingorance y la directora Skalany (Ambiente) impulsaron la política a favor del fracking sin fisuras. La única y muy notable excepción fue el Lic. Eduardo Sosa, jefe de gabinete de la Secretaría de Ambiente, quien fue "puenteado" (mantenido al margen) del circuito administrativo y terminó renunciando por este motivo.
Actores, marco regulatorio y comunidades originarias
Pregunta: Sobre los actores empresariales: ¿Qué más información tienen sobre la empresa El Trébol S.A., responsable de la primera fractura hidráulica en Puesto Rojas? Sobre el marco regulatorio: ¿Qué particularidades tenía el Decreto 248/18 que reglamentó la evaluación ambiental para no convencionales, y en qué se diferenciaba de los procedimientos para operaciones convencionales?
Respuesta:
Actores Empresariales - El Trébol S.A.: Se desconoce más información sobre la trayectoria previa de la empresa responsable de la primera fractura hidráulica en Puesto Rojas.
Marco Regulatorio (Decreto 248/18): No se detalla qué particularidades tenía el Decreto 248/18 ni sus diferencias respecto a los procedimientos para operaciones convencionales.
Impactos hídricos y resultados productivos
Pregunta: Sobre los impactos hídricos: Considerando que Mendoza sufre estrés hídrico crónico, ¿tienen datos específicos sobre el volumen de agua utilizado en las operaciones de Puesto Rojas y su fuente de abastecimiento? Sobre los resultados productivos: El documento indica que el petróleo no convencional no alcanza el 1% del total extraído en Mendoza. ¿A qué factores atribuye este bajo rendimiento a pesar de los incentivos fiscales?
Respuesta:
Volumen de Agua Utilizado: Se conoce lo declarado en el expediente, pero no los volúmenes efectivamente utilizados.
Volumen Declarado: Aproximadamente 2.500 m3 (2.500.000 litros) por pozo, compuesto en su mayor parte por agua de producción de la batería Cerro Mollar.
Fuente Externa: Se complementó con "no más de 1.000 m3 de agua fresca extraída del río Salado (el de Malargüe).
Autorización Posterior: La Subdelegación del río Atuel del DGI autorizó "retroactivamente" un total de 5.000 m3 (a razón de 1.000 m3 por pozo). Se desconoce si estos volúmenes, especialmente los extraídos del río Salado, se respetaron en la práctica.
Bajo Rendimiento Productivo: Efectivamente, los datos oficiales indican que el petróleo extraído de esos pozos nunca llegó a representar ni siquiera el 1% del total de petróleo obtenido en Mendoza en el mismo período, y declinaron muy rápidamente.
Factores Atribuidos: Probablemente se deba a que esas áreas están en el extremo de la "lengua norte de Vaca Muerta" y las formaciones compactas que requieren fracking resultaron menos productivas. Adicionalmente, se pudo deber a estar en el inicio de la "curva de aprendizaje" de la técnica en Mendoza, y a que se trataron de pozos antiguos "reacondicionados" para fracturar un tramo vertical en el fondo, en lugar de los típicos pozos nuevos con largas ramas horizontales.
Reacción social y perspectivas futuras
Pregunta:
Sobre la respuesta social: ¿Cómo evolucionó la composición y estrategias del movimiento antifracking en Mendoza después de las "puebladas" de 2018 en General Alvear y el bloqueo de camiones en San Carlos? Considerando que el gobierno declaró haber "neutralizado" la oposición al fracking en 2019, ¿qué factores explican que el proyecto no haya escalado como se proyectaba inicialmente?
Respuesta:
Evolución del Movimiento Antifracking: El movimiento tuvo su pico en el primer semestre de 2018, culminando con la presentación de un proyecto de ley de prohibición del fracking.
Estrategia: Las Asambleas Mendocinas por el Agua Pura (AMPAP) decidieron no forzar el tratamiento del proyecto de ley de inmediato para evitar un rechazo, prefiriendo esperar a la campaña preelectoral de 2019 para reinstalar la demanda, recordando la experiencia de la Ley 7722.
Acciones Destacadas: El movimiento dedicó mucho tiempo a resistir proyectos de modificación de la Ley 7722, continuó con reclamos y movilizaciones (incluida la "peregrinación" impulsada por Esteban Servat) y, en 2019, se solicitó sin éxito una sesión especial para tratar la ley de prohibición.
Post-Mendoaguazo (2020): Tras recuperar la Ley 7722, continuaron los reclamos, incluyendo la exhibición de la bandera "Mendoza Libre de Fracking" en la Fiesta Nacional de la Vendimia.
Resistencia Regional: La resistencia no se limitó a Malargüe, sino que se concentró en el norte mendocino (Tupungato) ante la posibilidad de fracking en la "cuenca cuyana", con acciones legales y una fuerte intervención en la audiencia pública del proyecto Puesto Pozo Cercado Occidental.
Factores del No-Escalamiento: Las declaraciones del gobierno sobre haber "neutralizado" la oposición fueron exageradas, dadas en tiempo de campaña. Los factores que impidieron la escalada del proyecto fueron:
Freno Económico: La actividad petrolera se frenó y los precios bajaron durante el primer año de la pandemia, lo que afectó especialmente a las áreas de fracking por sus mayores costos.
Resultados Modestos: Los "muy magros resultados" obtenidos en Puesto Rojas y Cerro Mollar disminuyeron el interés por el fracking en el norte de Malargüe.
Foco en Neuquén: Las empresas dirigieron su atención a Neuquén, buscando una mayor extracción respecto del capital invertido, debido a las mejores condiciones geológicas y el mayor desarrollo logístico para la técnica.
Desarrollos Recientes: Posteriormente, YPF sí perforó y fracturó dos pozos no convencionales en el extremo sur de Malargüe, más cerca del área núcleo de Vaca Muerta, pero se desconoce si esos resultados fueron suficientes para escalar al plan inicial de 200 pozos.
