La producción de petróleo en Mendoza profundizó su retroceso durante la primera mitad de 2026. Según los datos oficiales de la Secretaría de Energía, entre enero y junio se extrajeron 1.426.651 metros cúbicos de crudo, frente a los 1.557.204 m³ registrados en el mismo período del año pasado. La caída interanual fue del 8,4%.

El retroceso no fue producto de un mal desempeño puntual, sino de una tendencia que se repitió durante todo el semestre. La producción cayó un 8,3% en enero, 7,9% en febrero, 8,7% en marzo, 9% en abril, 8,4% en mayo y 8% en junio.

Con estos números, Mendoza tuvo el peor primer semestre de producción petrolera desde el inicio de la serie estadística, en 1999. Además, el volumen registrado en 2026 representa menos de la mitad de lo que la provincia producía hace dos décadas.

YPF perdió terreno y Pluspetrol también retrocedió

La caída provincial tuvo un fuerte impacto sobre las dos principales productoras. YPF y Pluspetrol concentraron el 60,9% de todo el crudo extraído en Mendoza durante el semestre, aunque ambas produjeron menos que un año atrás.

YPF continúa encabezando el ranking provincial, pero su participación se redujo considerablemente. La compañía produjo 509.287 m³, un 34% menos que los 771.110 m³ del primer semestre de 2025.

De esta manera, la petrolera pasó de representar el 49,55% de la producción mendocina a explicar el 35,7% del total.

Pluspetrol, en tanto, extrajo 359.666 m³, frente a los 388.600 m³ del mismo período del año pasado. La disminución fue del 7,4%.

El retroceso de ambas empresas resulta determinante para entender el resultado general de la provincia, ya que todavía concentran seis de cada diez metros cúbicos de petróleo producidos en Mendoza.

El Plan Andes reordenó el mapa petrolero

El mal desempeño del semestre coincidió con una profunda transformación en la estructura de operadores de la provincia. La salida de YPF de distintas áreas convencionales maduras, en el marco del Plan Andes, permitió el ingreso de compañías de menor escala.

Uno de los principales cambios se produjo en el Clúster Mendoza Norte, que quedó en manos de Petróleos Sudamericanos (PS Energy).

La empresa comenzó a operar las áreas durante abril de 2025. Por eso, la comparación interanual muestra un fuerte crecimiento: durante los primeros seis meses de 2025 había producido 169.553 m³, mientras que este año alcanzó los 305.704 m³, un aumento del 80,3%.

Con ese volumen, PS Energy se convirtió en la tercera productora de petróleo de Mendoza, con el 21,4% del total provincial.

El otro bloque surgido del proceso de reorganización, Mendoza Sur, quedó en manos de un consorcio del que participa Quintana E&P Argentina. La compañía no tenía producción en Mendoza durante el primer semestre de 2025 y este año sumó 31.053 m³, equivalentes al 2,2% del total.

Cambios, salidas y nuevos operadores

El reordenamiento también alcanzó a otras empresas que operan en las áreas convencionales.

Aconcagua Energía dejó de producir en marzo, después de extraer 23.343 m³ durante los primeros tres meses del año. Sus activos pasaron a TanGo Energy, que comenzó a producir en abril y acumuló 22.333 m³ hasta junio.

Si se toma el área en conjunto, la producción cayó de 50.057 m³ en el primer semestre de 2025 a 45.676 m³ este año.

Otro caso fue el de Petrolera El Trébol (PETSA). La empresa produjo solamente durante enero y febrero y alcanzó 6.247 m³, un 76,2% menos que los 26.196 m³ del primer semestre del año pasado.

El Gobierno provincial rechazó la prórroga de la concesión del área Atamisqui y posteriormente le quitó el bloque a la compañía, entre otros motivos, por presentaciones realizadas fuera de término y por considerar insuficientes sus planes de inversión.

También se sumó un nuevo actor. Phoenix Global Resources comenzó a producir en marzo en el área Refugio Tupungato y acumuló 12.150 m³ entre marzo y junio.

Las empresas que lograron aumentar su producción

El comportamiento entre las compañías más pequeñas fue dispar.

Venoil fue una de las que más creció entre las empresas que estuvieron activas durante ambos semestres. Pasó de 20.398 a 37.790 m³, con una mejora del 85,3%.

También aumentaron su producción Hattrick Energy, que pasó de 22.548 a 28.168 m³; Roch, de 3.024 a 4.403 m³; y E.M.E.S.A., de 4.705 a 5.217 m³.

En sentido contrario, G y G Oil Service redujo su producción de 1.400 a 1.078 m³.

Por su parte, Petroquímica Comodoro Rivadavia, cuarta productora de la provincia, prácticamente mantuvo su nivel: pasó de 80.911 a 80.211 m³, una baja de apenas 0,9%.

El recambio de empresas todavía no logra revertir la caída

Los cambios en el mapa petrolero mendocino permitieron la llegada de nuevos operadores y el crecimiento de algunas compañías que tomaron áreas anteriormente explotadas por YPF. Sin embargo, ese proceso todavía no alcanza para compensar la caída de los principales productores.

El resultado del primer semestre vuelve a mostrar la dificultad de la actividad convencional para recuperar los niveles de producción de años anteriores. Con 1,42 millones de metros cúbicos extraídos, Mendoza cerró la primera mitad de 2026 con su registro más bajo desde que existen datos comparables.

El desafío para la provincia pasa ahora por determinar si el recambio de operadores y las nuevas inversiones pueden comenzar a modificar esta tendencia o si la producción convencional continuará perdiendo peso frente al avance de otras áreas hidrocarburíferas de la región.