bloques CN-VII A y Paso Bardas Norte
La conferencia de prensa fue breve, casi marginal, y se sostuvo a la salida del acto de inauguración del Parque Solar El Quemado en Las Heras.
Pero ahí, consultado por los próximos proyectos de YPF en Mendoza, Horacio Marín dejó caer el dato propio del eje upstream del día. "Vamos a hacer cinco pozos. Este año estamos programando tres pozos y vamos a explorar tres diferentes horizontes", detalló el CEO y presidente de la petrolera. Y agregó la primera lectura técnica de los resultados acumulados hasta ahora: "Los dos primeros pozos dieron un buen resultado, pero vamos a ver si podemos desarrollar, y en ese caso aumentaremos los RIGIs".
La frase abre dos planos. El primero, geológico: la introducción de un tercer horizonte exploratorio que se aleja del modelo de dos niveles productivos con el que YPF venía trabajando en el área. El segundo, regulatorio: la posibilidad concreta de un nuevo pedido de adhesión de la compañía al régimen de incentivos por una arquitectura distinta a la presentada hasta ahora.
La lengua mendocina del shale neuquino
La actividad se concentra en los bloques CN-VII A y Paso Bardas Norte, en el sur de Malargüe, donde YPF inició en 2024 el segundo período exploratorio de cuatro años. Según había precisado el subsecretario de Energía mendocino Manuel Sánchez Bandini hace dos años, el 30% de la formación Vaca Muerta se extiende sobre territorio provincial. La denominó "lengua mendocina" y aclaró que "no es idéntica a la de Neuquén pero tiene excelentes prospectos de exploración y los resultados validan el modelo geológico".
El programa entró formalmente en operación a comienzos de 2023, con dos pozos exploratorios de 2.500 metros verticales más extensiones horizontales por u$s 17 millones. En febrero de 2024 arrancaron los ensayos de Paso Bardas Norte y arrojaron petróleo de densidad 38°API con caudales iniciales cercanos a 100 m³/d. El segundo pozo, en Aguada Negra, dio 43°API y produjo 84 m³/d brutos con un GOR de 1.000 m³/m³. Sobre esos resultados, YPF solicitó pasar al segundo período exploratorio y comprometió otros u$s 30 millones para profundizar la caracterización del reservorio.
El dato técnico que cambió el escenario apareció en agosto de 2025. El director de Hidrocarburos mendocino Lucas Erio describió entonces que uno de los pozos, con una rama horizontal de 1.300 metros, había arrojado 80.000 m³/d de gas. "Sorprende en una ventana geológica de petróleo líquido", reconoció el funcionario. La aparición de caudales significativos de gas en lo que se pensaba como zona de crudo abrió la hipótesis de un tercer nivel productivo, la posibilidad que Marín terminó de confirmar este jueves.
El modelo geológico: 212 pozos en dos niveles y la cocina de 122
El comunicado oficial del gobierno de Mendoza de mayo de 2024 había fijado el inventario potencial en términos cuantitativos precisos. En caso de que la productividad acumulada por pozo termine de validar el modelo, las áreas CN-VII A y Paso Bardas Norte habilitarían un desarrollo de 212 pozos horizontales sobre 102 km², navegando en dos niveles productivos (orgánico inferior y orgánico superior). La nota provincial agregaba que existía la posibilidad de un tercer nivel de navegación, la "cocina", que sumaría otros 122 pozos. El plan total, en escenario completo, escala a 334 perforaciones.
El plano de inversiones que se desprende del modelo había sido estimado en u$s 1.500 millones por el entonces ministro de Economía mendocino Enrique Vaquié, una cifra que el RIGI extendido para el upstream torna manejable como Vehículo de Proyecto Único bajo el régimen.
El encuadre regulatorio y los tres frentes mendocinos
La referencia de Marín a "aumentar los RIGIs" no es retórica. El RIGI extendido para el upstream vigente desde febrero estableció un piso de inversión de u$s 600 millones para proyectos de hidrocarburos no convencionales, una arquitectura adecuada para un programa de desarrollo geográfico nuevo en una cuenca todavía en validación. Mendoza ya había prorrogado en enero las licitaciones de sus 17 áreas petroleras convencionales y este mismo jueves sumó otro hito regulatorio: el Comité Evaluador aprobó el ingreso al RIGI del proyecto cuprífero Minera San Jorge en Uspallata por u$s 891 millones, primer minero mendocino en el régimen.
La compañía no opera sola en esa frontera. Quintana Energy asumió en el clúster Mendoza Sur, incluido en el Plan Andes 1, el compromiso de hacer sísmica 2D y 3D más un piloto no convencional en Cañadón Amarillo, área colindante a los bloques de YPF. La provincia proyectaba a fin de la gestión actual "como mínimo entre seis y siete pozos perforados con proceso de desrisqueo", según había anticipado Sánchez Bandini en diciembre.