Mendoza tiene una nueva Ley de Hidrocarburos y busca acelerar el desarrollo de su porción de Vaca Muerta. Con una votación de 31 a 2 en el Senado, la Legislatura provincial convirtió en ley la reforma impulsada por el Ejecutivo, que reemplaza una normativa de hace dos décadas e incorpora herramientas específicas para promover la explotación no convencional, recuperar la producción de los yacimientos maduros y actualizar las condiciones para atraer inversiones.
11 de noviembre 2026 - 13:43
Vaca Muerta Mendoza: nueva Ley de Hidrocarburos para inversiones, pozos y 90.000 barriles diarios
La Legislatura sancionó un nuevo marco regulatorio que incorpora concesiones no convencionales, flexibiliza regalías y refuerza los controles ambientales. YPF proyecta invertir u$s4.500 millones y Tango Energy prepara un desarrollo de 150 pozos. La provincia produce hoy unos 50.000 barriles diarios.
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Vaca Muerta se prepara para una nueva escala: ya superó las fracturas de todo 2025 y proyecta más de 28.000 en 2026
En la AOG Patagonia 2026 Mendoza presentó los avances de su porción de Vaca Muerta, con una campaña de cinco nuevos pozos y el proyecto de YPF por más de u$s4.500 millones, que contempla 480 perforaciones y un RIGI, que todavía requiere completar definiciones técnicas y administrativas.
La aprobación completa el recorrido legislativo del proyecto, que había obtenido media sanción en Diputados el 21 de octubre, con 39 votos afirmativos y cuatro negativos. La nueva regulación adapta el marco provincial a los cambios tecnológicos y productivos de la industria, así como a las modificaciones introducidas en la legislación nacional por la Ley Bases, que pronto tendrá su segunda versión en el Congreso nacional.
Uno de sus puntos centrales es la incorporación de la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos (CENCH), una figura que Mendoza no tenía contemplada en su legislación anterior y que resulta necesaria para avanzar con proyectos de shale oil y shale gas.
La ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, vinculó la reforma con el potencial de la formación en territorio mendocino y con la necesidad de contar con reglas adaptadas a una industria que cambió sustancialmente desde la sanción de la ley anterior. “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”, afirmó tras la votación.
La funcionaria también destacó el respaldo político que obtuvo la iniciativa. “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”, sostuvo. Para Latorre, el objetivo es que una mayor proporción de los recursos generados por la actividad se destine a inversiones productivas, con impacto sobre la producción, el empleo y la recaudación provincial.
Vaca Muerta Mendoza: 9.000 kilómetros cuadrados y un potencial de 50.300 millones de barriles
La porción mendocina de Vaca Muerta comprende una superficie estimada de 9.000 kilómetros cuadrados. Según las estimaciones difundidas por la provincia, el potencial de recursos de petróleo alcanza unos 8.000 millones de metros cúbicos, equivalentes a más de 50.300 millones de barriles. Latorre señaló que Mendoza cuenta con alrededor del 30% de la formación, una dimensión que explica el interés de las compañías por avanzar con la exploración y la evaluación de sus bloques.
El potencial todavía se encuentra en una etapa de evaluación y desriesgo geológico, pero los primeros resultados de los pozos piloto de YPF aportaron información sobre la productividad de la formación en el sur provincial. Según un reporte provincial al que accedió Energy Report, la petrolera estatal ya obtuvo registros de petróleo liviano y gas en dos perforaciones horizontales, con características que permiten avanzar en el análisis de un desarrollo comercial de mayor escala.
El plan de YPF contempla una inversión de u$s4.500 millones para desarrollar Vaca Muerta Mendoza. De acuerdo con lo que la compañía transmitió al Gobierno provincial, el proyecto podría aportar alrededor de 90.000 barriles diarios adicionales. En la AOG Patagonia 2026, el gobernador Alfredo Cornejo presentó los avances de la Vaca Muerta mendocina, con una campaña de cinco nuevos pozos y el proyecto de YPF, que contempla 480 perforaciones y un RIGI, que todavía requiere completar definiciones técnicas y administrativas. Latorre precisó que ese volumen representa solamente una cuarta parte del prospecto que la provincia tiene identificado en su territorio.
“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 la ministra.
La escala de esas proyecciones debe dimensionarse frente a la producción actual. Mendoza extrae alrededor de 50.000 barriles diarios de petróleo, poco más del 5% del total nacional. Si se concretara el volumen adicional estimado por YPF, la producción provincial podría multiplicarse, incluso antes de contabilizar los aportes de otros desarrollos privados.
YPF, Quintana-TSB y Tango Energy: cinco pozos y un plan de 150 perforaciones
La actividad exploratoria ya tiene varios protagonistas. YPF y la unión transitoria de empresas integrada por Quintana Energy y TSB avanzan con un programa de cinco pozos no convencionales en el sur de Mendoza.
La campaña contempla tres perforaciones exploratorias: más allá de los pozos piloto, el primer pozo de YPF ya tiene preparada la locación y el equipo de perforación instalado. Luego, el mismo equipo continuará con los trabajos previstos por Quintana-TSB en el área Cañadón Amarillo, antes de regresar a las operaciones de la petrolera estatal.
Quintana Energy, encabezada por Carlos Gilardone, y TSB, del empresario Claudio Urcera, también avanzan en la evaluación de sus áreas para solicitar la concesión no convencional que habilita la nueva ley. La herramienta permitirá adecuar el régimen de explotación a las características de los proyectos de shale.
El tercer actor es Tango Energy, la compañía surgida de la reestructuración de Aconcagua Energía, que cuenta con el respaldo de la multinacional Trafigura y de Vista. La empresa prepara su primer pozo de prueba en el bloque Payún Oeste, con una ventana de perforación prevista entre el último trimestre de 2026 y el primero de 2027.
El objetivo de Tango es avanzar, si los resultados técnicos acompañan, hacia un desarrollo de 150 pozos, con una inversión estimada en torno a u$s1.000 millones. El proyecto podría alcanzar una producción de entre 15.000 y 20.000 barriles diarios. Esa escala ubicaría a Payún Oeste entre los desarrollos relevantes de la nueva frontera no convencional mendocina.
La suma de los volúmenes potenciales permite dimensionar el interés provincial: los 90.000 barriles diarios estimados por YPF, más los 15.000 a 20.000 barriles proyectados para Tango, representan entre 105.000 y 110.000 barriles diarios adicionales. A esos números podrían agregarse los resultados de la campaña de Quintana-TSB y de otras áreas que avancen hacia la explotación no convencional. Se trata de objetivos de desarrollo y no de producción actualmente disponible.
Los dos pozos piloto de YPF: petróleo liviano y resultados de producción
Los datos técnicos de las perforaciones de YPF aportan las primeras referencias concretas sobre el comportamiento de Vaca Muerta en Mendoza. Uno de los pozos es el YPF.MdN.PBN.X-101(h), ubicado en el área Paso de las Bardas Norte, bajo una concesión de explotación. Alcanza una profundidad vertical de 2.473 metros y cuenta con una rama horizontal de 1.152 metros, completada con 12 etapas de fractura.
El registro productivo informado para esa perforación es de 30 metros cúbicos diarios de petróleo liviano de 38° API, acompañados por 10.000 metros cúbicos de gas y 20 metros cúbicos de agua. El contenido de dióxido de carbono (CO) informado es de 0,425%.
El segundo pozo, YPF.MdN.AN.x-101(h), se encuentra en el área CN VII A, bajo un permiso exploratorio. También alcanza los 2.473 metros de profundidad vertical, pero su rama horizontal se extiende hasta los 1.233 metros y cuenta con 13 etapas de fractura. En este caso, el crudo registra una calidad de 43° API y una producción diaria de 47 metros cúbicos de petróleo, junto con 64.000 metros cúbicos de gas y 35 metros cúbicos de agua. La concentración de CO es de apenas 0,023%.
En una simulación económica presentada por Lucas Erio, director de Hidrocarburos de Mendoza, se evaluó un pozo tipo con una rama horizontal de 1.200 metros y 13 etapas de fractura. El escenario contempla una producción inicial de aproximadamente 700 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d), con 50 metros cúbicos diarios de crudo y 64.000 metros cúbicos de gas, además de una declinación anual del 30%.
El modelo utiliza un precio de referencia de u$s60 por boe y un costo operativo de extracción (lifting cost) de u$s20 por boe. Bajo esos supuestos, la estimación arroja un plazo de 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, los costos de perforación y completación y las condiciones de mercado.
Regalías flexibles para los campos maduros y los proyectos de shale
La reforma también modifica el esquema económico para las futuras licitaciones. La legislación anterior establecía una regalía general del 12% sobre la producción, con la posibilidad de reducirla hasta el 5% según las características de cada proyecto. La nueva ley fija una referencia del 15%, pero permite que las empresas presenten ofertas por encima o por debajo de ese porcentaje, de acuerdo con la economía y las condiciones productivas de cada área.
La adjudicación ya no dependerá exclusivamente de la regalía ofrecida. La Provincia también evaluará el valor integral de los proyectos, los niveles de producción previstos y las inversiones comprometidas, a las que les asignará un peso relevante en la selección.
El régimen incorpora incentivos para recuperar pozos inactivos, realizar exploración complementaria, desarrollar crudos pesados y aplicar técnicas de recuperación mejorada. En esos casos, las regalías podrán ubicarse incluso por debajo del 5%, siempre que exista una justificación técnica. También se habilita la compensación parcial del canon de explotación cuando las compañías comprometan nuevas inversiones de riesgo exploratorio por un monto equivalente, como mínimo, al doble de lo que buscan compensar. Para los permisos de exploración, se contempla una reducción de hasta el 80% del canon correspondiente a una prórroga.
La lógica del cambio apunta a contemplar las diferencias entre los yacimientos convencionales maduros y los proyectos no convencionales, que requieren inversiones iniciales más elevadas, perforaciones horizontales, fracturas hidráulicas y horizontes de desarrollo de largo plazo.
“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 reglas para la convivencia con la minería
La nueva ley amplía las obligaciones ambientales de las operadoras durante todas las etapas de los proyectos: exploración, explotación, cierre y abandono. Las compañías deberán prevenir y mitigar impactos, realizar monitoreos, recomponer o restaurar los sitios afectados y hacerse cargo del saneamiento de pasivos ambientales. La salida de una empresa de un área no extinguirá las responsabilidades generadas durante su operación.
Entre las nuevas exigencias figura la presentación obligatoria, cada dos años, de una Declaración Jurada de Buenas Prácticas, de carácter público. El documento deberá incluir información sobre ambiente, comunidad, capacitación laboral, proveedores locales, transparencia, integridad, higiene y seguridad.
También se actualiza el régimen de sanciones. Las multas dejarán de depender de montos fijos en pesos y pasarán a calcularse en función del precio de la nafta súper. Las infracciones se clasificarán en leves, graves, muy graves y gravísimas, y para establecer las penalidades se considerarán la duración del incumplimiento, los daños ocasionados, el beneficio económico obtenido, la reincidencia y las medidas tomadas para corregir las irregularidades.
La reforma crea, además, una Tasa de Control de la Actividad Hidrocarburífera, destinada a financiar inspecciones, fiscalización, equipamiento y fortalecimiento técnico. Su valor no podrá superar el 0,8% del monto correspondiente a regalías y/o cánones de cada actividad.
Superposición con la minería
Otro capítulo regula la superposición de derechos mineros e hidrocarburíferos. La norma establece como principio la coexistencia de ambas actividades mediante acuerdos de coordinación técnica, operativa, ambiental y temporal.
La ley establece que la coincidencia territorial no implicará por sí sola la caducidad o extinción de los derechos existentes.
Si no fuera posible 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.
