Mendoza aprobó su nueva ley de hidrocarburos: los números que cambiaron todo

La Legislatura de Mendoza convirtió en ley la reforma de hidrocarburos que el Ejecutivo venía empujando, y con eso la provincia busca entrar de lleno en el desarrollo de su franja de Vaca Muerta. El Senado la aprobó 31 a 2, después de que Diputados le diera media sanción el 21 de octubre con 39 votos a favor y cuatro en contra.

La norma reemplaza una legislación que ya tenía dos décadas, incorpora herramientas para el no convencional, flexibiliza el esquema de regalías y suma obligaciones ambientales. El objetivo: atraer inversiones, recuperar yacimientos maduros y actualizar las reglas de una industria que cambió de punta a punta.

Qué cambia con la nueva ley

El punto central es la creación de la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos (CENCH), una figura que Mendoza no tenía y que resulta clave para avanzar con shale oil y shale gas. La ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, explicó por qué la reforma llegó ahora: “Nuestra ley de hidrocarburos ya tenía 20 años. Hace dos décadas la realidad de la producción era muy distinta, no solamente por lo que avanzó la técnica y la tecnología, sino también por una nueva ventana de oportunidad que tiene Mendoza: la lengua norte de Vaca Muerta, es decir, Vaca Muerta Mendoza”.

La funcionaria también subrayó el respaldo político que consiguió el proyecto: “Cuando hablamos de inversiones grandes y a largo plazo, necesitamos reglas claras, pero también estables. Esa estabilidad y esa institucionalidad se las dan los acuerdos”.

El potencial mendocino: 9.000 km² y una cuenta que impresiona

La porción mendocina de Vaca Muerta abarca unos 9.000 kilómetros cuadrados. Según las estimaciones provinciales, el potencial de petróleo ronda los 8.000 millones de metros cúbicos, equivalentes a más de 50.300 millones de barriles. Latorre indicó que Mendoza concentra cerca del 30% de la formación, lo que explica el interés de las petroleras.

Todo eso todavía está en etapa de evaluación y desriesgo geológico, pero los pozos piloto de YPF ya dieron señales: la estatal obtuvo registros de petróleo liviano y gas en dos perforaciones horizontales, según un reporte provincial al que accedió Energy Report.

El plan de YPF contempla una inversión de u$s4.500 millones y, según lo que la compañía le transmitió al Gobierno provincial, podría sumar unos 90.000 barriles diarios. En la AOG Patagonia 2026, el gobernador Alfredo Cornejo presentó los avances: una campaña de cinco pozos nuevos y el proyecto de la estatal, que incluye 480 perforaciones y un RIGI que aún necesita definiciones técnicas y administrativas.

“El compromiso de YPF habla de un RIGI de 4.500 millones de dólares para desarrollar Vaca Muerta Mendoza. Sería de alrededor de 90.000 barriles el potencial que ellos ven y eso es solamente el 25% del prospecto que individualizamos de Vaca Muerta en toda la provincia”, afirmó Latorre.

Para dimensionar: Mendoza produce hoy unos 50.000 barriles diarios, poco más del 5% del total nacional. Si se concretara el volumen que estima YPF, la producción provincial podría multiplicarse, incluso sin contar otros desarrollos privados.

YPF, Quintana-TSB y Tango Energy: quiénes mueven el tablero

La actividad exploratoria ya tiene varios protagonistas. YPF y la unión transitoria de empresas de Quintana Energy y TSB avanzan con un programa de cinco pozos no convencionales en el sur mendocino. La campaña incluye tres perforaciones exploratorias: el primer pozo de YPF ya tiene la locación preparada y el equipo instalado. Después, ese mismo equipo seguirá con los trabajos de Quintana-TSB en el área Cañadón Amarillo, antes de volver a las operaciones de la estatal.

Quintana Energy, que conduce Carlos Gilardone, y TSB, del empresario Claudio Urcera, evalúan sus áreas para pedir la concesión no convencional que habilita la nueva ley.

El tercer actor es Tango Energy, surgida de la reestructuración de Aconcagua Energía y respaldada por la multinacional Trafigura y por Vista. Prepara su primer pozo de prueba en el bloque Payún Oeste, con ventana de perforación entre el último trimestre de 2026 y el primero de 2027. Si los resultados técnicos acompañan, apunta a un desarrollo de 150 pozos con una inversión estimada en torno a u$s1.000 millones y una producción de entre 15.000 y 20.000 barriles diarios.

Sumando las proyecciones, los 90.000 barriles de YPF más los 15.000 a 20.000 de Tango representan entre 105.000 y 110.000 barriles diarios adicionales. A eso podrían agregarse los resultados de Quintana-TSB y de otras áreas. Son objetivos de desarrollo, no producción disponible hoy.

Los dos pozos piloto de YPF: qué encontraron

Los datos técnicos de las perforaciones dan las primeras referencias concretas. El pozo YPF.MdN.PBN.X-101(h), en el área Paso de las Bardas Norte bajo concesión de explotación, alcanza 2.473 metros de profundidad vertical y una rama horizontal de 1.152 metros, con 12 etapas de fractura. Su registro productivo: 30 metros cúbicos diarios de petróleo liviano de 38° API, más 10.000 metros cúbicos de gas y 20 de agua. El CO informado es de 0,425%.

El segundo, YPF.MdN.AN.x-101(h), está en el área CN VII A bajo permiso exploratorio. También llega a 2.473 metros verticales, pero su rama horizontal se extiende hasta 1.233 metros con 13 etapas de fractura. El crudo es de 43° API y produce 47 metros cúbicos diarios de petróleo, junto con 64.000 metros cúbicos de gas y 35 de agua. La concentración de CO es de apenas 0,023%.

El director de Hidrocarburos de Mendoza, Lucas Erio, presentó una simulación económica de un pozo tipo con rama horizontal de 1.200 metros y 13 etapas de fractura. El escenario: producción inicial de unos 700 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d), con 50 metros cúbicos diarios de crudo y 64.000 de gas, y una declinación anual del 30%. Con un precio de referencia de u$s60 por boe y un lifting cost de u$s20 por boe, el modelo arroja un repago de entre uno y dos años y una tasa interna de retorno superior al 30%. Son indicadores teóricos, sujetos a los resultados efectivos de cada pozo, a los costos de perforación y completación y a las condiciones de mercado.

Regalías flexibles: del 12% fijo al 15% negociable

La reforma también cambia el esquema económico para las futuras licitaciones. La ley anterior fijaba una regalía general del 12% sobre la producción, con posibilidad de bajarla hasta el 5% según cada proyecto. La nueva establece una referencia del 15%, pero permite que las empresas oferten por encima o por debajo según la economía y las condiciones productivas de cada área.

La adjudicación ya no dependerá solo de la regalía: la Provincia evaluará el valor integral de los proyectos, los niveles de producción previstos y las inversiones comprometidas, con peso relevante en la selección.

El régimen suma incentivos para recuperar pozos inactivos, hacer exploración complementaria, desarrollar crudos pesados y aplicar recuperación mejorada. En esos casos, las regalías podrán quedar incluso por debajo del 5%, siempre con justificación técnica. También se habilita la compensación parcial del canon de explotación cuando las compañías comprometan inversiones de riesgo exploratorio por al menos el doble de lo que buscan compensar. Para los permisos de exploración, se contempla una reducción de hasta el 80% del canon de una prórroga.

La lógica: contemplar las diferencias entre yacimientos convencionales maduros y proyectos no convencionales, que exigen inversiones iniciales más altas, perforaciones horizontales, fracturas hidráulicas y horizontes de desarrollo largos.

“Si ponemos el foco solamente en que el dinero esté en las arcas del Estado por la vía recaudatoria, eso no hace crecer la economía de una provincia. Queremos que esté puesto en inversión, que esa inversión genere más rendimiento y que ese rendimiento produzca una reactivación económica”, explicó Latorre.

Más controles ambientales y multas atadas a la nafta

La ley amplía las obligaciones ambientales de las operadoras en todas las etapas: exploración, explotación, cierre y abandono. Deberán prevenir y mitigar impactos, monitorear, restaurar los sitios afectados y hacerse cargo de los pasivos ambientales. La salida de una empresa de un área no extinguirá las responsabilidades generadas durante su operación.

Entre las nuevas exigencias figura una Declaración Jurada de Buenas Prácticas, obligatoria cada dos años y de carácter público, con información sobre ambiente, comunidad, capacitación laboral, proveedores locales, transparencia, integridad, higiene y seguridad.

También cambia el régimen de sanciones: las multas dejarán de ser montos fijos en pesos y se calcularán en función del precio de la nafta súper. Las infracciones se clasifican en leves, graves, muy graves y gravísimas, y para fijar las penalidades se considerarán la duración del incumplimiento, los daños, el beneficio económico obtenido, la reincidencia y las medidas de corrección.

Se crea además una Tasa de Control de la Actividad Hidrocarburífera para financiar inspecciones, fiscalización, equipamiento y fortalecimiento técnico, que no podrá superar el 0,8% del monto de regalías y/o cánones de cada actividad.

Hidrocarburos y minería: cómo convivir

Otro capítulo regula la superposición de derechos mineros e hidrocarburíferos. La norma fija como principio la coexistencia mediante acuerdos de coordinación técnica, operativa, ambiental y temporal, y establece que la coincidencia territorial no implicará por sí sola la caducidad o extinción de los derechos existentes.

Si no se pudieran compatibilizar los proyectos o aparecieran riesgos para la seguridad, el ambiente o el aprovechamiento de los recursos, el Poder Ejecutivo deberá resolver con intervención de las autoridades competentes y previa audiencia de los interesados.

La nueva Ley de Hidrocarburos de Mendoza ya cuenta con sanción definitiva y permitirá actualizar una normativa que tiene más de 20 años.

Esta ley establece nuevas reglas para una industria estratégica de nuestra provincia, incorpora un nuevo esquema de regalías, incentivos para… pic.twitter.com/OHzavohSRh

— Alfredo Cornejo (@alfredocornejo) November 10, 2026