En tiempos en que la renta hidrocarburífera vuelve a ocupar un lugar central en la discusión económica y fiscal de las provincias, las decisiones sobre prórrogas, controles y licitaciones dicen tanto como las cifras de producción. Río Negro y Mendoza ofrecen hoy dos caras de una misma política: extender plazos y abrir áreas, pero bajo reglas más estrictas, mayor información y un Estado provincial decidido a jugar un rol activo. La prórroga ya no es un trámite automático ni la licitación un simple llamado: ambas se convirtieron en herramientas de gobierno.
Prórrogas con control y dinero bajo la lupa en Río Negro
Durante 2025, la Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro reforzó el seguimiento de las inversiones comprometidas en las prórrogas de concesiones de petróleo y gas. No se trató solo de papeles: comisiones técnicas, inspecciones de campo y trabajo conjunto con Ambiente y el Departamento Provincial de Aguas marcaron una agenda de control permanente sobre la actividad en toda la provincia.
Ese esquema acompañó la firma de acuerdos de prórroga con cinco operadoras —Vista Energy, Petróleos Sudamericanos, JCR, Quintana Energy y Tecpetrol— que aseguran USD 270,5 millones en inversiones comprometidas, con extensiones de concesión hasta 2035 y 2037, ratificadas por la Legislatura tal como exige la normativa vigente.
Inversiones, ingresos extraordinarios y reglas para los municipios
Las prórrogas no se limitaron a planes de inversión. Incluyeron también USD 39,1 millones en ingresos extraordinarios para la Provincia y un aporte anual de USD 500 mil destinado a programas de capacitación. La Ley N° 5733 fija un límite claro: municipios y comisiones de fomento solo pueden usar esos recursos para obras y equipamiento, con prohibición expresa de destinarlos a gastos corrientes. La renta, en este esquema, debe dejar infraestructura y capacidades, no tapar déficits.
Hacia fin de año, las comisiones de enlace técnico previstas en los contratos volvieron a ser protagonistas. Con la participación de Ambiente y el DPA, se evaluó la actividad, el grado de cumplimiento de compromisos y las proyecciones de trabajo de cada operadora.
“Las comisiones de enlace son una herramienta central para garantizar que los compromisos asumidos se cumplan, con información transparente y diálogo permanente”, destacó la secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya. En ese marco también se avanzó en instancias de actualización con Phoenix Global Resources, enfocadas en su contrato exploratorio y los resultados obtenidos en actividad no convencional asociada a Vaca Muerta del lado rionegrino de la Cuenca Neuquina.
Más pozos, más workover y fiscalización activa
La foto productiva de 2025 muestra 11 pozos nuevos —siete convencionales y cuatro no convencionales— y 30 intervenciones de workover, orientadas a sostener producción y extender la vida útil de pozos existentes. En paralelo, la fiscalización en campo se apoyó en inspecciones periódicas y control de variables sensibles: seguridad operativa, ambiente, calidad de agua y niveles de ruido, articulando a los distintos organismos provinciales con competencia en cada etapa.
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El Gobierno rionegrino ya dejó claro el camino para 2026: continuidad del esquema de seguimiento técnico y presencia territorial, con instancias presenciales de control ya programadas. Y una advertencia política concreta: donde no se alcancen acuerdos de prórroga, habrá relicitaciones, priorizando la evaluación de pasivos ambientales, la remediación y una explotación racional del recurso.
Las prórrogas también incorporaron cláusulas educativas. A través de acuerdos con la Universidad Nacional de Río Negro y la FADECS de la UNCo, la Provincia consolidó un sistema de pasantías que eleva la exigencia a cinco estudiantes por empresa, con prioridad para alumnos rionegrinos. La coordinación se realiza mediante la Unidad Provincial de Enlace con Universidades y busca alinear perfiles académicos con necesidades reales del sector.
Mendoza prorroga para atraer más interés
Mientras Río Negro ajusta el control sobre lo ya concedido, Mendoza decidió estirar los tiempos para lo que viene. Tras una evaluación técnica y económica, la Dirección de Hidrocarburos resolvió prorrogar el cronograma del proceso licitatorio para permisos de exploración y concesiones de explotación en 17 áreas hidrocarburíferas.
La decisión apunta a dar más margen a las empresas para formalizar el interés que ya vienen manifestando por estas áreas, en un proceso complejo por su alcance nacional e internacional y por las exigencias técnicas y financieras propias de la industria.
El llamado incluye áreas de exploración como Atuel Exploración Norte y Sur, Boleadero, Calmuco, Chachahuen Norte, CN III Norte, Los Parlamentos, Río Atuel, Sierra Azul Sur y Zampal, entre otras, y áreas de explotación como Atamisqui, El Manzano, Loma Cortaderal–Cerro Doña Juana, Puesto Molina Norte y Puntilla del Huincán.
Dos casos ya marcan el pulso del proceso: Hattrick Energy ejecutó un Acuerdo de Evaluación Técnica en Atuel Exploración Sur por USD 325 mil, obteniendo derecho de preferencia, mientras que Petroquímica Comodoro Rivadavia presentó una iniciativa privada en Río Atuel por USD 2,98 millones, declarada de interés público. Un esquema que permite a los proponentes iniciales mejorar ofertas y obliga al resto a igualar o superar la inversión, buscando dinamizar la competencia.
Con el Pliego Modelo 2025 como marco —más flexible y con mayores garantías jurídicas— el nuevo cronograma fija la compra de pliegos y la presentación de ofertas hasta el 11 de febrero de 2026, con apertura de sobres ese mismo día. La señal es clara: más tiempo, pero también reglas precisas y exigencias explícitas.
Dos provincias, un mismo mensaje
Río Negro y Mendoza avanzan por caminos distintos pero con una lógica común: ordenar el negocio hidrocarburífero, exigir inversiones reales y usar la prórroga y la licitación como instrumentos de política pública. En un contexto de capital escaso y alta competencia entre cuencas, prorrogar mejor y licitar con más inteligencia dejó de ser consigna y pasó a ser condición.
