Vaca Muerta mendocina: qué significan los 1.220 millones de barriles estimados

Mendoza busca convertir la información sobre su subsuelo en proyectos capaces de atraer inversiones de mayor escala. Durante Argentina Oil & Gas Patagonia 2026, la Dirección de Hidrocarburos presentó su estrategia para desarrollar la porción provincial de Vaca Muerta y retomó una estimación de 1.220 millones de barriles equivalentes de petróleo técnicamente recuperables. El volumen corresponde al escenario medio de un estudio y no debe confundirse con reservas comerciales certificadas.

La distinción permite dimensionar la oportunidad. La estimación describe recursos que podrían recuperarse bajo determinados supuestos técnicos. Para avanzar hacia su explotación comercial hacen falta más información, decisiones de inversión y condiciones económicas que sostengan los proyectos.

Un estudio que ya tenía antecedentes

La cifra no nació en la exposición de octubre. Había sido difundida a comienzos del mes, a partir de un trabajo presentado en Conexplo. La nueva intervención de Lucas Erio, director de Hidrocarburos, permitió integrarla con los planes empresarios y las herramientas que la Provincia ofrece al sector.

Según la presentación reseñada por Axi, el análisis de perfiles, antecedentes de pozos y datos productivos permitió ampliar casi tres veces la superficie considerada prospectiva. Ampliar el área de interés geológico no equivale a multiplicar la producción: señala dónde existe fundamento para profundizar la exploración.

En ese mismo marco se mencionó el proyecto de aproximadamente US$4.500 millones que YPF prevé presentar al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones. El monto corresponde a un desarrollo proyectado. La información consultada no permite presentarlo como inversión ejecutada ni como una aprobación ya obtenida.

Qué mostraron los primeros pozos

El antecedente técnico aporta elementos para evaluar las expectativas. Según la cobertura de Mejor Energía sobre el trabajo presentado en Conexplo, los especialistas compararon los primeros pozos mendocinos con una base de más de 3.000 pozos de Neuquén.

El análisis incluyó Aguada Negra, en CN VII A, y Paso de las Bardas Norte. Ambos fueron fracturados en diciembre de 2023 y comenzaron a producir a principios de 2024. La comparación encontró comportamientos compatibles con áreas neuquinas de características similares.

Los técnicos también modelaron un pozo con 3.000 metros de rama horizontal y 48 etapas de fractura, de mayor dimensión que el exploratorio de Aguada Negra. En el escenario medio, el ejercicio proyectó una tasa interna de retorno del 66%, con un Brent de referencia de US$65 por barril.

Son resultados de una simulación económica. No representan rentabilidad obtenida por una operadora ni aseguran que todos los sectores de la formación respondan de igual modo. Los costos efectivos y el desempeño de nuevos pozos serán determinantes para contrastar esas proyecciones.

Mendoza junto a YPF apuestan por Vaca Muerta en territorio mendocino

Las inversiones que dependen de la exploración

Los planes difundidos por las empresas muestran la secuencia entre pruebas y expansión. En septiembre, Forbes informó que YPF proyectaba nuevas perforaciones en CN VII A para 2026 y 2027. Ese cronograma constituye un antecedente anunciado; por sí solo no acredita que cada trabajo haya comenzado.

La misma publicación describió un piloto de Quintana Energy y TSB en Cañadón Amarillo, con US$44 millones previstos para dos pozos horizontales. Una expansión posterior, estimada en US$1.350 millones, quedaba condicionada a validar los resultados.

Tango Energy también aparece entre las operadoras interesadas en desarrollar la formación. La concurrencia de empresas amplía las posibilidades de explorar distintos sectores y reunir información, aunque cada iniciativa mantiene sus propios riesgos y etapas.

Los montos de planes exploratorios y de desarrollos futuros no deben sumarse como desembolsos confirmados. Expresan compromisos o previsiones de naturaleza diferente, sujetos a condiciones que todavía deben cumplirse.

El impacto que Mendoza necesita construir

Para Malargüe y el resto de la provincia, la evaluación económica excede el volumen de petróleo. Una actividad sostenida puede generar demanda de transporte, mantenimiento, obras y servicios industriales. La magnitud de ese efecto dependerá del ritmo de desarrollo y de la participación que consigan las empresas locales.

Ese problema ya formó parte de la cobertura de Mendoza Económico sobre los proveedores del sector energético: las operadoras buscan reducir costos, mientras los fabricantes y prestadores nacionales necesitan contratos que permitan sostener capacidades e inversiones. La existencia del recurso abre una oportunidad, pero no determina por sí misma dónde se comprarán los bienes y servicios.

La próxima evidencia relevante será concreta: nuevas perforaciones, resultados productivos comparables y proyectos con financiamiento y cronogramas verificables. El potencial mendocino cuenta con fundamentos para seguir explorando; su escala comercial todavía necesita demostrarse. Ese recorrido definirá cuánto de la expectativa petrolera puede transformarse en actividad económica duradera.