El director de Hidrocarburos de Mendoza, Lucas Erio, sostuvo que el territorio provincial concentra alrededor del 30% de la formación y recordó que se trata de un recurso no convencional, donde los hidrocarburos permanecen alojados en la roca madre. El desafío, explicó, es comprobar si ese recurso puede explotarse con niveles de productividad y costos competitivos.
En esa línea, remarcó que la existencia geológica no garantiza automáticamente la viabilidad económica. Para confirmar el potencial real en Malargüe, es necesario ejecutar inversiones en exploración, perforación piloto y evaluación de productividad.
El antecedente neuquino funciona como referencia. El desarrollo masivo comenzó hace aproximadamente 15 años, con el impulso inicial en Loma Campana, y luego se expandió progresivamente hacia áreas periféricas a medida que se consolidaban resultados técnicos y se optimizaban costos.
En Mendoza, YPF ya perforó dos pozos exploratorios en bloques del sur provincial, con resultados considerados alentadores. Actualmente transita un segundo período exploratorio que incluye el compromiso de perforar un nuevo pozo vertical y dos horizontales, además de otro pozo adicional previsto para este año.
La inversión estimada para cada pozo no convencional ronda los 20 millones de dólares, cifra que refleja el riesgo asociado a este tipo de proyectos en etapas tempranas, donde aún no existe información consolidada sobre productividad y declinación.
En paralelo, la UTE integrada por Quintana Energy y TSB avanza en el área Cañadón Amarillo. Bajo el marco del Plan Andes, la provincia condicionó la extensión de la concesión a la ejecución de inversiones en no convencional, con un compromiso anunciado de 44 millones de dólares destinados a actividad exploratoria.
Actualmente, la empresa desarrolla adquisición de sísmica 3D para delimitar con mayor precisión las futuras locaciones de pozos horizontales. Los resultados preliminares de estos estudios se esperan para mitad de año y serán determinantes para definir la siguiente etapa del programa.
Otra operadora, Tango Energía, evalúa avanzar hacia horizontes no convencionales en el bloque Payún Oeste, inicialmente adjudicado con compromisos convencionales. La estrategia apunta a diversificar el riesgo exploratorio y ampliar el conocimiento técnico sobre la extensión mendocina de la formación.
Desde el punto de vista competitivo, Neuquén mantiene ventajas claras: productividad comprobada, infraestructura desarrollada y costos optimizados por escala. En Mendoza, en cambio, la etapa es exploratoria y todavía no se ha validado la curva de aprendizaje que permita reducir costos.
Las autoridades provinciales reconocen que la rentabilidad es el principal driver de inversión. Sin confirmación de productividad y sin certidumbre sobre retornos, el capital privado tiende a concentrarse en áreas maduras.
Por eso, el objetivo inmediato es demostrar con datos técnicos que el recurso puede ser explotado con eficiencia. Si los resultados acompañan, Mendoza podría integrarse progresivamente al mapa productivo no convencional argentino.
La definición sobre la viabilidad de la Vaca Muerta mendocina dependerá de los próximos hitos exploratorios. Si las perforaciones y la sísmica confirman expectativas, la provincia podría iniciar un ciclo de desarrollo que amplíe el alcance territorial de la principal formación shale del país.
Tu opinión enriquece este artículo: