En febrero de este año el Gobierno de Mendoza firmó la última autorización de cesión del Plan Andes, el programa que se centro en el desprendimiento de áreas petroleras maduras por parte de YPF. La estrategia de desarrollo hidrocarburífero tuvo por objetivo lograr una reestructuración del sector, en la cual grandes operadoras delegaran activos convencionales a empresas especializadas con un enfoque mayor en producción y desarrollo. En otras palabras, se buscó las áreas que ya no eran prioridad para YPF pasaran a manos de otros operadores que pudieran incrementar los niveles de producción. 

Si bien aún es pronto para sacar conclusiones, ya hay estadísticas oficiales que permiten conocer los primeros resultados del programa. Por ahora, los yacimientos que fueron cedidos por YPF a otras compañías están produciendo un 9% menos que antes de cambiar de manos. En forma conjunta, las 14 áreas registraron una producción de 66.365 m3 de crudo en los primeros nueve meses de este año, contra 78.330 m3 extraídos en el período enero-septiembre del 2024, según estadísticas de la Secretaría de Energía de la Nación. 

Al momento de hacer la comparación, se debe tener en cuenta que la cesión de las áreas se fue realizando en diferentes momentos. De acuerdo con los datos oficiales, YPF operó en varias de esas zonas durante los primeros dos o tres meses de este año y recién después pasaron a ser operados por las nuevas compañías. Por eso, la comparación entre 2024 y 2025 no marca con precisión un antes y un después del Plan Andes, pero sí permite conocer cómo fue la primera reacción del programa. Además, se puede asegurar que todas las empresas que tomaron la posta de YPF ya están operando en sus nuevos yacimientos.

Caída generalizada

Para conocer con mayor precisión qué está dejando el Plan Andes hasta el momento, resulta interesante analizar qué pasó con cada una de las tres cesiones realizadas por parte de YPF. La primera fue en noviembre de 2024, cuando la compañía otorgó las áreas Llancanelo y Llancanelo R a Petroquímica Comodoro Rivadavia S.A. (PCR).  

En los primeros nueve meses del 2024 no hubo actividad en Llancanelo R, pero sí en Llancanelo, donde se produjeron 78.330 m3 de crudo. En 2025, ya en manos de la nueva operadora, se extrajeron 66.365 m3, es decir un 15% menos. 

Meses más tarde, en enero, YPF cedió todo el Clúster Norte a Petróleos Sudamericanos. Esto incluye las áreas de Barrancas, Río Tunuyán, Ceferino, Mesa Verde, La Ventana y Vizcacheras. En forma conjunta, todos los yacimientos generaron una producción de 319.830 m3 en los primeros nueve meses del año pasado. En 2025, ya con el cambio de manos realizado, la producción de todo el Clúster Norte bajó a 295.936 m3.

Si se analiza cada área por separado, se encuentra que sólo Ceferino logró un aumento de producción, con un alza del 4,5% en relación al año pasado, siempre hablando del período enero-septiembre. El resto de los territorios explotados por Petróleos Sudamericanos registró una retracción. 

En lo que respecta al Clúster Sur, sólo la mitad de las áreas tuvieron actividad en los últimos dos años. El Portón, Chihuido de la Salina y Altiplanicia del Payún no registraron ni un solo m3 de extracción en el período analizado. En cambio, Cañadón Amarillo, Chiuido de la Salina sur y Confluencia Sur sí han tenido actividad en los últimos años. El primero mencionado registró una caída de producción del 19%, mientras que los otros dos crecieron 3% cada una en la comparación interanual. 

En forma conjunta, el Clúster Sur acumula una baja de producción del 8%, al pasar de 70.441 a 64.517 m3. 

Optimismo del Gobierno

Pese a los primeros resultados, desde el Gobierno provincial se muestran prudentes y aseguran que las cifras actuales no reflejan el verdadero potencial del programa. Según explicó Lucas Erio, director de Hidrocarburos de Mendoza, la baja registrada responde a un proceso lógico de transición entre operadoras y a las características propias de una cuenca convencional madura.

“Las inversiones y el plan de desarrollo de las áreas no tienen un impacto instantáneo. YPF tomó la decisión de retirarse durante 2024, y las nuevas empresas asumieron entre abril y mayo de este año. Por eso, parte de lo que estamos viendo hoy es el efecto de la falta de inversión del último tramo de YPF”, señaló el funcionario.

Erio recordó además que, en las cuencas convencionales, una merma del orden del 10% anual es considerada técnica y geológicamente normal.

“El petróleo es un recurso no renovable: lo que se saca, se saca. En este tipo de reservorios la declinación natural es de entre 10 y 12% por año. Si se producían mil metros cúbicos hace doce meses, hoy es normal estar en torno a 900”, explicó.

De todos modos, subrayó que algunas de las empresas que tomaron el control de los yacimientos ya están mostrando señales de recuperación.

“Por ejemplo, en Barrancas observamos que la producción se mantuvo estable e incluso con leves incrementos en los últimos meses. Y Llancanelo pasó de valores de 230 metros cúbicos por día en diciembre a 275 o 280 en la actualidad, lo que muestra una tendencia de mejora”, precisó.

El funcionario también destacó las inversiones que comenzaron a ejecutarse durante 2025. En el Clúster Norte, la operadora Petróleos Sudamericanos comprometió alrededor de 2,5 millones de dólares en instalaciones de superficie y ya lleva unos 6 millones de dólares en intervenciones de pozos, con más de 40 pozos trabajados y seis equipos de torre activos de manera permanente.

“Estamos viendo una actividad importante en campo. Hay pozos en reparación, en mantenimiento y en reactivación. Todo eso, naturalmente, lleva un tiempo hasta que se traduce en mayores volúmenes de producción”, agregó.

En cuanto al Clúster Sur, Erio indicó que las operadoras avanzan con planes de perforación y sísmica. “Se prevé realizar sísmica 3D en el primer trimestre de 2026, y luego iniciar la perforación de un pozo no convencional. Son pasos que permitirán definir mejor el potencial de esas áreas”, detalló.

Sobre Llancanelo, resaltó que PCR ya superó los compromisos iniciales de inversión: “Tenían comprometidos tres pozos para 2025 y ya están perforando el quinto. Es un avance importante, sobre todo considerando que no cuentan con sísmica 3D, lo que aumenta el riesgo operativo”, dijo.

Finalmente, Erio confirmó que YPF trabaja en una nueva etapa del programa, denominada Plan Andes II, que implicará la cesión de otras áreas convencionales y la continuidad de las operaciones en los bloques no convencionales de la provincia.

“YPF no se va de Mendoza. Mantiene seis áreas convencionales y dos bloques no convencionales. Está analizando nuevas ofertas con el Banco Santander para las áreas que podrían desprenderse en la próxima etapa”, afirmó.

Desde la Dirección de Hidrocarburos confían en que los próximos meses permitirán consolidar la producción y estabilizar las cifras. “Por ahora estamos viendo el impacto del traspaso, pero con la actividad que se está desplegando, estimamos que hacia fin de año podríamos estar tocando un piso y comenzar a ver una recuperación”, concluyó Erio.