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Cuenca Cuyana

Mendoza: seis empresas compiten por 17 áreas petroleras

El Ministerio de Energía y Ambiente de Mendoza realizó el acto público de apertura de los Sobres A correspondientes a la licitación nacional e internacional de 17 áreas hidrocarburíferas ubicadas en las cuencas Cuyana y Neuquina. La actividad se desarrolló con la participación de autoridades provinciales y empresas interesadas en el proceso.

La apertura de sobres constituye una de las primeras etapas formales del procedimiento, en la que se verifica la presentación de la documentación requerida por parte de los oferentes. En esta instancia, seis compañías entregaron sus antecedentes técnicos, legales y administrativos para continuar en el proceso licitatorio.

La ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, encabezó el acto y señaló que el llamado se enmarca en la estrategia provincial orientada a promover inversiones y ampliar la participación de operadores en el sector hidrocarburífero. También hizo referencia al contexto económico en el que se realizó la convocatoria y al interés mostrado por las empresas.

Durante la actividad, estuvieron presentes el subsecretario de Energía y Minería, Manuel Sánchez Bandini; el director de Regalías, Jorge Domínguez; y el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, quienes integran la Comisión de Adjudicación encargada de supervisar el proceso.

Desde el Ministerio se informó que las propuestas serán evaluadas por los equipos técnicos de la Dirección de Hidrocarburos, conforme a los requisitos establecidos en los pliegos. El análisis incluirá aspectos legales, económicos, financieros y técnicos, que determinarán la admisibilidad de cada oferta.

En las semanas previas a la apertura se registró la venta de nueve pliegos a ocho empresas. Según fuentes oficiales, este dato refleja el nivel de participación alcanzado en un contexto de restricciones para la actividad hidrocarburífera a nivel nacional e internacional.

Durante el acto se dejó constancia de la documentación presentada, los soportes digitales entregados y la cantidad de Sobres B recibidos. Estos últimos quedaron bajo custodia de la Escribanía General de Gobierno hasta su eventual apertura.

Una vez finalizada la etapa de admisibilidad y calificación, se convocará al acto de apertura del Sobre B únicamente a las empresas que cumplan con los requisitos previstos en la primera fase.

Un esquema de licitación continua

La actual convocatoria se inscribe dentro de un esquema de licitación continua implementado por la provincia, orientado a unificar procedimientos y reducir los tiempos administrativos. Este modelo busca dar previsibilidad al proceso y facilitar la incorporación de nuevos proyectos.

El llamado forma parte de una secuencia iniciada en 2024, cuando se adjudicaron cinco áreas con compromisos de inversión. En 2025, el Gobierno provincial decidió ampliar este esquema con una nueva licitación, sumando más bloques a disposición del mercado.

De acuerdo con la Dirección de Hidrocarburos, la continuidad de los procesos licitatorios apunta a sostener un flujo regular de oportunidades para la exploración y explotación, especialmente en áreas maduras y en proyectos de corto y mediano plazo.

Áreas incluidas en la licitación

La convocatoria abarca 17 áreas ubicadas en las cuencas Cuyana y Neuquina:

Atuel Exploración Sur, Atuel Exploración Norte, Boleadero, Calmuco, Chachahuen Norte, CN III Norte, Los Parlamentos, Puesto Pozo Cercado Occidental, Ranquil Norte, Río Atuel, Sierra Azul Sur, Zampal, Atamisqui, El Manzano, Loma Cortaderal–Cerro Doña Juana, Puesto Molina Norte y Puntilla del Huincan.

Empresas participantes

En esta etapa inicial presentaron documentación seis compañías:

Venoil S.A., Ingeniería Multipiping S.A.S., Hattrick Energy S.A.S., Geopetrol Drilling S.A., Petroquímica Comodoro Rivadavia S.A. y Petróleos Sudamericanos S.A.

Licitación petrolera en Mendoza: 17 áreas, incentivos fiscales y foco en atraer capital privado

La ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, junto al subsecretario de Energía y Minería, Manuel Sánchez Bandini, y el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, presentó en un roadshow en el Consejo Federal de Inversiones (CFI) la licitación hidrocarburífera de 17 áreas en Mendoza bajo el modelo de licitación continua, con ventajas competitivas para inversores, incentivos y acciones concretas para el sector.

“En Mendoza venimos trabajando de manera sostenida para acompañar al sector privado no solo en la formulación de políticas públicas, sino también generando las condiciones para que las empresas elijan la provincia para desarrollar recursos que todavía tienen un enorme futuro por delante”, afirmó en la exposición Latorre.

“Desde un principio, Mendoza adoptó una lógica clara: no existe un escenario en el que al sector privado le vaya mal para que al Estado le vaya bien. Si a la industria le va bien, a los gobiernos y a la sociedad también les va bien”, agregó.

 

“Venimos trabajando dentro de las herramientas que tenemos, en esquemas como el de regalías y en un pliego de licitación continua con incentivos que permitan hacer crecer la industria. Las 17 áreas hoy en licitación pública —12 de exploración y 5 de explotación— responden a esa estrategia”, explicó.

“Estamos trabajando para ampliar las fronteras productivas de la provincia y recuperar las campañas exploratorias que nos permitan identificar nuevas oportunidades de inversión que, en consecuencia, impulsen la producción”, puntualizó Latorre, poniendo énfasis en un marco regulatorio renovado que prioriza la reducción de cargas fiscales, la simplificación administrativa y la previsibilidad jurídica.

Por su parte, Erio explicó que el Gobierno de Mendoza trabaja en tres ejes para potenciar la industria. “El primero es sostener el desarrollo del convencional, alargando la vida útil de los campos y haciendo rentables los yacimientos maduros. El segundo es seguir deriskeando y expandiendo el desarrollo del crudo pesado, que viene mostrando muy buenos resultados. El tercero, es acelerar el deriskeo de Vaca Muerta Norte, buscando traer al presente la exploración del no convencional”, aseguró.

 

Áreas de exploración que se incluyen en el llamado

Las 12 áreas de exploración incluidas en el llamado se distribuyen en las dos principales cuencas productivas de Mendoza.

En la Cuenca Cuyana, se licitan las áreas Zampal y Puesto Pozo Cercado Occidental.

En la Cuenca Neuquina se concentra el mayor volumen de áreas ofertadas, con antecedentes técnicos relevantes y distinto grado de información geológica disponible. Entre ellas se destacan:

Atuel Exploración Sur, con una superficie de 316,08 km², incorporada a partir del interés manifestado por Hattrick SA, que desarrolló estudios sísmicos y petrofísicos avanzados.

Atuel Exploración Norte, con 439,76 km², que cuenta con antecedentes de perforación en las áreas Los Pocitos y Lomas de Coihueco.

Los Parlamentos, una de las áreas de mayor extensión, con 1.340,5 km², 11 pozos perforados y un importante volumen de sísmica 2D y 3D.

Boleadero, con modificaciones territoriales basadas en estudios estructurales asociados al pozo APASA.Md.NC.x-1001.

Chachahuen Norte, ex lote de evaluación con una superficie de 1.205,06 km².

Además, se incluyen Ranquil Norte, Río Atuel, Sierra Azul Sur, Calmuco y CN III Norte.

Áreas de explotación: reactivación de campos

Las cinco áreas de explotación corresponden a bloques con descubrimientos comprobados y, en varios casos, infraestructura existente que permite una rápida puesta en valor.

Entre ellas se encuentra Atamisqui, con una superficie de 214,64 km², donde se perforaron 56 pozos, de los cuales 34 resultaron productivos. A julio de 2025, registra una producción acumulada de 1.918.064 m³ de petróleo y 44,83 Mm³ de gas, e incluye los yacimientos Tierras Blancas Norte, Atamisqui Norte, Atamisqui Sur y El Quemado. A su vez, se incluye en el llamado El Manzano, área que actualmente también está produciendo producto de un contrato de operación y mantenimiento temporal.

También se licitan Puesto Molina Norte, Puntilla del Huincán y Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana, áreas con antecedentes operativos relevantes y potencial para reactivar producción mediante nuevas inversiones.

El informe técnico de estas áreas fue presentado ante los empresarios por el equipo técnico de la Dirección de Hidrocarburos. La presentación se puede encontrar en la página de la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Ambiente
https://informacionoficial.mendoza.gob.ar/energiayambiente/licitaciones-hidrocarburos/.

Con este lanzamiento, Mendoza reafirma su posicionamiento como un destino confiable y atractivo para la inversión energética, combinando seguridad jurídica, información geológica de calidad y un esquema fiscal aliviado que busca maximizar la gestión eficiente de los recursos hidrocarburíferos y ampliar las oportunidades de desarrollo económico para la provincia.

Trabajo público-privado para atraer inversiones

El modelo que mostró ante inversores el equipo del Ministerio de Energía y Ambiente combina incentivos fiscales y herramientas regulatorias para mejorar la competitividad.

Incluye la eliminación del canon por renta extraordinaria y del canon extraordinario de producción. Incorpora incentivos a la reinversión orientados al desarrollo de los campos y a la ampliación de la infraestructura existente.

Suma además una mayor flexibilidad operativa a través de figuras como la Iniciativa Privada y los Acuerdos de Evaluación Técnica (AET). Estas herramientas permiten acelerar los procesos de análisis y adjudicación, reducir la carga burocrática, acortar los plazos de decisión y generar condiciones más atractivas para la inversión de riesgo, especialmente en las etapas exploratorias.

En tanto, las áreas se ofertan con el modelo de licitación continua, que permite convocar a concursos públicos en cualquier momento del año, sin depender de ventanas fijas.

La combinación de licitación continua, incentivos fiscales, fortalecimiento técnico y planificación de largo plazo posiciona a la provincia como un actor competitivo dentro del mapa energético argentino, con el objetivo de ampliar la producción, recuperar actividad en campos maduros y generar nuevas oportunidades de desarrollo económico y empleo para los mendocinos.

El patrimonio de TanGo Energy asciende a 59,6 millones de dólares

Tango Energy Argentina (TanGo), la empresa que atraviesa un proceso de transformación tras el ingreso de TanGo Energy S.A.U. como accionista controlante, presentó su primer balance correspondiente al tercer trimestre de 2025. El documento exhibe un patrimonio neto de 59,6 millones de dólares, reflejo del proceso de normalización de sus estados financieros y del fortalecimiento corporativo impulsado desde julio.

Según informó la compañía a la Comisión Nacional de Valores (CNV), TanGo logró además un incremento en sus ventas. Durante el período julio-septiembre, alcanzó 34,2 millones de dólares, el mayor ingreso registrado en lo que va del año. Este desempeño comercial acompaña la estrategia de estabilización operativa que la petrolera despliega en sus activos de las cuencas neuquina y cuyana, con foco en eficiencia, optimización y detección de nuevos prospectos.

El plan de ordenamiento financiero puesto en marcha desde mediados de 2025 incluyó la reestructuración integral de pasivos y un rediseño de la estructura de capital. También avanzó en la actualización de procesos internos que habían quedado rezagados durante los períodos de mayor tensión financiera. El apoyo del nuevo accionista mayoritario permitió reforzar la operatoria diaria y sostener una hoja de ruta centrada en la sostenibilidad de largo plazo.

Tango Energy sigue reesctructurando su deuda.

Avances en el proceso de reordenamiento

La reorganización financiera de la empresa dio un paso relevante con la cancelación total de las Obligaciones Negociables (ON) Clase I, II y V, un movimiento que fue comunicado al mercado mediante presentaciones oficiales. Las tres series fueron dadas de baja luego de ingresar al canje propuesto por la compañía: Clase I: V/N 12.000.000 de dólares ; Clase II: V/N 15.000.000 de dólares; y Clase V: V/N 9.850.802 de dólares.

En paralelo, TanGo informó que no efectuará el pago N°8 de intereses de la ON Clase VII, dólar linked, cuyo vencimiento ascendía a 232.227.712,82 de pesos. Esta decisión forma parte de la estrategia de administración financiera que la empresa viene desplegando, orientada a preservar liquidez en un contexto de transición.

La conducción de TanGo sostuvo que esta medida es temporal y que está alineada con el objetivo de proteger la continuidad operativa y el valor futuro del negocio. En la comunicación del 3 de noviembre, la operadora remarcó que las ON Clase I, II y V fueron totalmente canjeadas y ya están en cartera de la emisora, habilitando su baja definitiva conforme la normativa.

Este avance reduce la carga de deuda y consolida uno de los pilares del proceso de renegociación iniciado para evitar un escenario concursal en 2024. La elevada adhesión de los acreedores al canje previo permitió canalizar la entrada de capital que hoy sostiene la nueva etapa de la compañía.

Tango Energy continúa con su reestructuración.

Una estrategia para dejar atrás la etapa crítica

TanGo Energy se encuentra además en trámite para oficializar su nueva denominación, Tango Energy Argentina S.A., una modificación que busca marcar el inicio de un relanzamiento institucional. La empresa apunta a cerrar definitivamente un ciclo de fragilidad financiera que se extendió durante varios años.

El plan incluye estabilizar su producción convencional y, en paralelo, construir un camino de crecimiento en recursos no convencionales en la provincia de Río Negro. Como parte de esa estrategia, la petrolera trasladará su sede central a Cipolletti, una decisión que responde a la necesidad de operar más cerca de los yacimientos y de las comunidades donde se desarrolla su actividad.

Analistas del sector interpretan estos movimientos como señales claras hacia el mercado: ordenar el balance para recuperar competitividad y respaldar un proyecto productivo sostenible. La continuidad del plan dependerá de mantener la reducción de compromisos financieros y de acompañar esa disciplina con resultados operativos estables.

PCR invertirá más de US$ 100 millones en Malargüe y abrió oficinas nuevas en Mendoza

El gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, visitó este jueves el yacimiento Llancanelo, ubicado en el departamento de Malargüe, donde la empresa PCR lleva adelante un ambicioso plan de desarrollo para la producción de crudo extrapesado. En el marco de su visita, el mandatario también participó de la inauguración oficial de las nuevas oficinas que la compañía puso en funcionamiento en el centro de la ciudad de Malargüe, reforzando así su compromiso de largo plazo con el desarrollo energético de la región.

Durante la recorrida, autoridades provinciales y representantes de PCR destacaron el avance de las obras en Llancanelo, donde recientemente se finalizó la perforación del primer pozo, con una longitud total de de 2210 metros y rama horizontal de 1075 metros, y se está ejecutando el segundo de los cinco pozos previstos para 2025.

Esta campaña de perforación representa una inversión superior a los 20 millones de dólares, y forma parte de una estrategia más amplia que contempla inversiones adicionales por más de 100 millones de dólares, orientadas tanto al desarrollo del área y la incorporación de nuevas reservas como a la construcción de instalaciones para tratamiento del petróleo de producción y oleoductos para transporte, que serán de gran utilidad también para otras áreas del departamento si lo requirieren.

PCR se ha convertido en un actor clave en el fortalecimiento de la actividad hidrocarburífera en Mendoza. A fines de 2024 asumió el control de las áreas Llancanelo y Llancanelo R, en el marco del Plan Andes impulsado por YPF, abordando la operación de estos activos con especial atención en enfoque de sustentabilidad, dadas las características de las reservas circundantes.

PCR recibió un financiamiento importante por parte del mercado.

El crecimiento de PCR

Asimismo, ya en 2023 la empresa se había adjudicado la operación de las áreas Puesto Rojas, La Brea y Cerro Mollar Oeste, consolidando su presencia en el sur provincial donde desde hace 30 años también opera el área El Sosneado. Este crecimiento se ha desarrollado dentro de su compromiso con la gestión sustentable y la seguridad en las operaciones.

La compañía viene desarrollando estudios de ingeniería, geología y geofísica en todas las áreas adquiridas, con el objetivo de ejecutar proyectos de perforación de desarrollo y exploración complementaria. En el caso de Puesto Rojas, La Brea y Cerro Mollar Oeste, se prevé durante 2025 la perforación de pozos exploratorios que podrían ampliar el horizonte productivo de estos campos maduros, con una inversión estimada de 10 millones de dólares.

La apertura de las nuevas oficinas técnicas y administrativas en Malargüe responde al crecimiento de la actividad y refleja la decisión de la empresa de consolidar su presencia en la provincia con una visión de desarrollo sustentable y de largo plazo.

Con esta visita institucional, Mendoza ratifica su objetivo de atraer inversiones productivas de calidad, acompañando iniciativas que generen empleo, potencien los recursos locales y contribuyan al desarrollo energético del país.

VenOil obtuvo la cesión de las áreas Piedras Coloradas y Cacheuta

El Gobierno de Mendoza, a través del Ministerio de Energía y Ambiente, autorizó oficialmente la cesión de las concesiones de explotación hidrocarburífera de las áreas Piedras Coloradas y Cacheuta, de la empresa Compañía General de Combustibles (CGC) a VenOil SA, operadora mendocina con experiencia en el manejo de campos convencionales.

La resolución ministerial da respuesta a la solicitud presentada por ambas compañías formalizando la transferencia total de la participación de CGC a favor de VenOil, lo que garantiza la continuidad operativa y el cumplimiento de las obligaciones vigentes.

Las áreas, que registran una producción conjunta superior a 200 m³ diarios de petróleo, cuentan con concesiones vigentes hasta 2025 y 2026 respectivamente. En su propuesta, VenOil contempla un plan de trabajo e inversiones en su solicitud de prórroga, asegurando así la sostenibilidad y reactivación de la producción.

“Este tipo de acuerdos forman parte de la política que impulsa el Ministerio de Energía y Ambiente para permitir que empresas de menor escala, con foco en eficiencia y operación local, asuman el desafío de recuperar áreas convencionales, hoy consideradas secundarias por grandes operadoras”, destacó el director de Hidrocarburos, Lucas Erio.

“A través de inversiones focalizadas y planes sostenibles de desarrollo, estas operadoras logran optimizar recursos y generar un impacto económico positivo en los lugares donde operan”, agregó Erio.

Este modelo ha demostrado ser exitoso en casos recientes como el del área Vega Grande, donde tomó operación la empresa local G&G, la transferencia de áreas de Phoenix a PCR en Malargüe y la implementación del Plan Andes, que concretó la transferencia de más de diez bloques convencionales con nuevos actores, proyectos, inversiones y resultados productivos concretos.

Con sede en Luján de Cuyo, VenOil cuenta con experiencia en la operación de campos convencionales en Mendoza y Santa Cruz, y se posiciona como una de las compañías regionales con capacidad técnica y financiera para impulsar la producción en zonas consideradas secundarias por grandes operadoras.

CGC se desprenderá de dos áreas en Mendoza

El mapa petrolero de Mendoza se sigue reconfigurando. CGC (Compañía General de Combustibles) llegó a un acuerdo preliminar para ceder las operaciones de las áreas Piedras Coloradas y Cacheuta a VenOil y ya solicitó el permiso formal al Gobierno de Mendoza, que debe autorizar por decreto.

Estos convenios, por los que empresas más pequeñas se hacen cargo de áreas maduras en las que aún se puede producir, permiten revitalizar campos maduros, incrementar la producción, atraer nuevas inversiones y generar impacto económico positivo en las comunidades mendocinas.

“VenOil hace una propuesta de inversión similar a la comprometida por CGC en el pedido actual de prórroga. Lo interesante es que hay operadores nuevos, operadores quizás de una escala un poco menor, pero que tienen la capacidad de inversión para emular a los grandes y poner en valor los recursos hidrocarburíferos provinciales”, afirmó el subsecretario de Energía y Minería de Mendoza, Manuel Sánchez Bandini.

“VenOil es una industria que tiene sus raíces y sus antecedentes en Mendoza, por lo cual también nos pone muy orgullosos de que siga creciendo nuestra provincia con trabajadores mendocinos y con la visión de arraigo y desarrollo que queremos”, aseguró.

En producción

“Ambas áreas tienen una producción conjunta que supera los 200 metros cúbicos diarios y las concesiones tienen vencimientos programados en 2025 y 2026 respectivamente. Junto con la solicitud de autorización, VenOil ha presentado un plan de inversiones orientado a revitalizar estas áreas. De aprobarse la cesión, este plan también será evaluado para considerar la prórroga de las concesiones”, explicó el director de Hidrocarburos de Mendoza, Lucas Erio.

“Este entendimiento es parte de un proceso natural en la industria de hidrocarburos en Argentina, donde las grandes empresas están ajustando su enfoque hacia activos de mayor interés estratégico, abriendo oportunidades para que empresas más pequeñas asuman la operación de áreas consideradas marginales por las grandes operadoras”, amplió.

“Lo más importante es que existe una transformación de la cadena de valor hacia una mayor eficiencia, menores costos y prolongación de la explotación de estos recursos en el tiempo”, agregó Sánchez Bandini.

Una tendencia en alza

Un ejemplo de esta tendencia es el Proyecto Andes de YPF. La empresa concentra su esfuerzo en activos estratégicos como Vaca Muerta en Neuquén, mientras transfiere áreas convencionales a operadores especializados. Este modelo busca optimizar la producción y revitalizar campos maduros mediante inversiones focalizadas y planes de desarrollo sostenibles.

En Mendoza, esta dinámica también se refleja en casos recientes como la cesión de áreas en Malargüe de Phoenix Global Resources a Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) y la transferencia del área Vega Grande a la operadora local G&G Service SRL. Estas iniciativas permiten que empresas de menor escala impulsen la actividad, maximizando el valor de activos considerados secundarios por operadores más grandes.

La estrategia de CGC

En línea con esta estrategia, CGC está enfocando sus proyectos en Palermo Aike donde se desarrolla el potencial shale de la Cuenca Austral. Este redireccionamiento permite a empresas como VenOil, con experiencia en campos maduros, enfocarse en la optimización de áreas como Piedras Coloradas y Cacheuta, con planes de inversión específicos que buscan maximizar la producción y el impacto económico regional.

“Estamos entusiasmados con este entendimiento, que representa un paso significativo en nuestra estrategia de expansión. Piedras Coloradas y Cacheuta ofrecen un alto potencial, y nuestra intención es implementar prácticas responsables que optimicen su desarrollo. Esperamos avanzar tan pronto como se emita el decreto provincial”, afirmó Gustavo Naves, presidente y director ejecutivo de VenOil.

Por su parte, Pablo Chebli, codirector ejecutivo de CGC, comentó: “El acuerdo con VenOil refuerza nuestra visión de colaboración y nuestro compromiso en la búsqueda de maximizar la producción y el desarrollo remanente de las áreas maduras, dando a cada área el foco necesario”.

El avance de este acuerdo está sujeto a la aprobación y decreto provincial, que habilitaría formalmente la cesión de las áreas.