De YPF a Venoil

Malargüe apuesta a revivir dos campos maduros con US$150 millones.

La provincia extendió hasta 2037 las concesiones Cerro Fortunoso y Valle del Río Grande, que fueron transferidas por YPF a Venoil. El nuevo operador compromete US$91 millones de inversión firme y otros US$59 millones condicionados a resultados técnicos. El desafío será recuperar producción en dos campos con alta madurez y elevados niveles de agua.

La salida de YPF de los campos convencionales continúa reconfigurando el mapa petrolero de la Cuenca Neuquina.

Esta vez el movimiento se concentra en el sur de Mendoza, donde el Gobierno provincial extendió por diez años las concesiones de Cerro Fortunoso y Valle del Río Grande, dos áreas ubicadas en Malargüe que fueron transferidas por YPF a Venoil S.A.

Las concesiones, que vencían el 15 de noviembre de 2027, permanecerán vigentes hasta el 15 de noviembre de 2037.

La decisión completa el proceso iniciado con la autorización provincial de la cesión del 100% de la participación de YPF a Venoil. La transferencia había sido aprobada en junio mediante la Resolución 103/2026, mientras que la prórroga quedó sujeta a una evaluación posterior de la propuesta de inversión.

Pero detrás del cambio de operador hay algo más importante que una modificación societaria: Mendoza busca que dos campos maduros vuelvan a tener actividad de perforación y recuperación de producción.

US$91 millones firmes y otros US$59 millones condicionados

Venoil asumió un compromiso de US$91 millones de inversión firme.

El programa contempla:

• US$32,15 millones para Cerro Fortunoso.
• US$58,85 millones para Valle del Río Grande.
• Reactivación de pozos inactivos.
• Workovers y reparaciones.
• Conversión de pozos productores en inyectores.
• Proyectos de recuperación mejorada mediante polímeros.
• Nuevas instalaciones de superficie.
• Perforación de nuevos pozos.

A ese desembolso se agregan US$59 millones de inversiones contingentes, que incluyen nuevas perforaciones y otras actividades sujetas a determinados niveles de desempeño técnico.

Por eso, el anuncio provincial habla de un programa potencial de US$150 millones, aunque no todo ese monto tiene el mismo grado de certeza: aproximadamente el 61% corresponde a inversión firme y el 39% restante depende de la evolución de los proyectos.

El dato adquiere relevancia porque Venoil no llega a un área virgen. Llega a un conjunto de campos que ya tienen infraestructura, pozos, instalaciones y una historia productiva extensa.

El desafío consiste en hacer rentable nuevamente esa infraestructura.

Dos áreas que todavía producen

Según los datos de producción correspondientes a julio, Cerro Fortunoso y Valle del Río Grande aportaron en conjunto 4.368 barriles diarios de petróleo.

Cerro Fortunoso produjo 2.194 barriles diarios y Valle del Río Grande otros 2.174.

En gas, ambas áreas alcanzaron conjuntamente unos 237.200 metros cúbicos diarios.

La producción petrolera de estos dos bloques representa alrededor del 9,1% del petróleo declarado por Mendoza en ese período.

El dato también permite dimensionar el crecimiento de Venoil dentro del mapa petrolero mendocino.

Sumando las áreas que la empresa ya operaba en la provincia, la compañía alcanzaba unos 5.583 barriles diarios de producción operada, equivalentes al 11,6% del total provincial en julio.

Con la incorporación plena de Cerro Fortunoso y Valle del Río Grande, Venoil pasa a tener una escala significativamente mayor dentro del negocio convencional de Mendoza.

El problema está debajo de la superficie

Los números de producción cuentan solamente una parte de la historia.

En campos maduros, uno de los principales indicadores para medir la dificultad operativa es el corte de agua.

En julio, el agua representó aproximadamente el 87,4% del líquido producido en Cerro Fortunoso y el 94,6% en Valle del Río Grande.

Eso significa que para obtener cada barril de petróleo hay que manejar volúmenes muy importantes de agua asociada.

Y allí aparece una de las claves económicas del proyecto.

Reactivar un pozo no significa simplemente volver a abrir una válvula. Puede requerir intervención, equipos, tratamiento de fluidos, instalaciones, bombeo, manejo de agua, mantenimiento y eventualmente recuperación secundaria o mejorada.

Por eso el programa de Venoil combina reactivación, workover, inyección y polímeros con nuevas perforaciones.

La estrategia apunta a recuperar producción utilizando primero el conocimiento y la infraestructura existente y, donde los resultados lo justifiquen, incorporar nuevos pozos.

Volver a perforar después de más de seis años

Uno de los puntos más relevantes del acuerdo es que el programa contempla nuevas perforaciones en áreas donde no se perforaba desde hace más de seis años.

El cambio es significativo.

Durante años, los campos maduros fueron perdiendo actividad a medida que la atención de la industria se concentró en los desarrollos de mayor productividad.

Ahora el esquema busca otra lógica: extender la vida económica de activos convencionales mediante inversión selectiva y recuperación mejorada.

En Valle del Río Grande, por ejemplo, el programa contempla cuatro pozos nuevos y otros dos vinculados a proyectos con polímeros, además de reactivaciones, reparaciones e instalaciones. En Cerro Fortunoso también se prevén reactivaciones, intervenciones sobre inyectores, reparaciones y conversiones de productores a inyectores.

El otro lado del negocio: abandonar pozos

La nueva etapa también incluye una obligación que suele quedar fuera de los anuncios de inversión.

Venoil deberá afrontar el abandono definitivo de 40 pozos, con una inversión estimada en unos US$12 millones.

Es decir, una parte del capital no estará destinada a aumentar producción sino a cerrar adecuadamente instalaciones que ya no tienen viabilidad productiva.

Para los campos maduros, esta cuestión es central.

El operador que recibe un área no solamente adquiere la posibilidad de producir petróleo: también asume obligaciones ambientales, de saneamiento y de abandono.

El decreto establece además mecanismos de seguimiento sobre los pozos inactivos y garantías vinculadas al cumplimiento de las inversiones y de las obligaciones ambientales.

Una regalía que acompaña el precio del petróleo

Otro elemento del nuevo esquema es la estructura de regalías.

Para el petróleo, Mendoza estableció una alícuota variable de entre 5% y 16%, dependiendo del precio efectivamente realizado en boca de pozo. Para el gas se fijó una regalía del 12%.

La lógica es distribuir parte del riesgo entre la provincia y el operador frente a las variaciones del precio del crudo.

Para una operación madura, donde los costos de extracción pueden ser significativamente superiores a los de un desarrollo de alta productividad, el diseño económico de la concesión puede resultar tan importante como el volumen geológico disponible.

El Plan Andes cambia el mapa convencional

La operación de Cerro Fortunoso y Valle del Río Grande forma parte de una transformación más amplia impulsada por YPF sobre sus activos convencionales.

El denominado Plan Andes busca que campos que ya no forman parte del núcleo estratégico de YPF pasen a manos de operadores con estructuras más enfocadas en este tipo de activos.

En este caso, la transferencia a Venoil combina dos movimientos:

YPF reduce su exposición a campos convencionales maduros y Venoil amplía su escala para intentar recuperar producción mediante inversión y técnicas de recuperación mejorada.

YPF había informado en sus estados financieros de 2025 que había firmado en enero de 2026 el acuerdo de cesión de Cerro Fortunoso y Valle del Río Grande a Venoil, sujeto entonces al cumplimiento de las condiciones necesarias para cerrar la operación.

La aprobación provincial de la prórroga termina de darle horizonte temporal al nuevo operador.

Malargüe frente al desafío de los campos maduros

El caso de Cerro Fortunoso y Valle del Río Grande muestra una realidad diferente a la de los grandes desarrollos shale de Vaca Muerta.

Mientras Neuquén concentra buena parte de la inversión argentina en pozos horizontales y fracturas de alta productividad, el sur de Mendoza tiene otro desafío: extraer más petróleo de estructuras que llevan décadas en producción.

No es necesariamente una competencia entre ambos modelos.

Son negocios diferentes.

El shale necesita grandes inversiones, infraestructura de transporte, arenas, equipos de perforación y fractura y una alta velocidad de desarrollo.

Los campos maduros requieren conocimiento del reservorio, eficiencia operativa, recuperación secundaria y terciaria, manejo del agua, recuperación de pozos y disciplina de costos.

La apuesta de Venoil se encuentra precisamente en ese segundo segmento.

Y ahora tendrá diez años adicionales para demostrar si el capital comprometido puede transformar 4.368 barriles diarios actuales en una plataforma de producción mayor y sostenible.

El verdadero resultado de la operación no estará en el anuncio de los US$150 millones.

Estará en cuántos pozos vuelvan a producir, cuántos nuevos entren en operación, cuánto petróleo adicional aparezca y cuánto de ese capital pueda convertirse en producción rentable.

Ahí comenzará la verdadera evaluación del nuevo ciclo petrolero de Malargüe.