Cuatro áreas que YPF dejó en Santa Cruz explican el 98% del repunte petrolero
Las cuatro áreas que YPF dejó en Santa Cruz figuraban con reservas en cero. Un año después, con nuevos operadores, explican casi todo el repunte de la cuenca. ¿Qué cambió para que los números se dieran vuelta?
Cuatro concesiones del norte santacruceño que quedaron en cero cuando YPF se retiró hoy explican casi todo el crecimiento de reservas comprobadas de la Cuenca del Golfo San Jorge. Con nuevos operadores, esos bloques incorporaron 9,4 millones de metros cúbicos de petróleo, el equivalente a 59,1 millones de barriles.
El dato surge de un relevamiento de Oil Production Consulting (OPC) sobre información de la Secretaría de Energía de la Nación, que analizó Marcelo Hirschfeldt, director de la consultora, en diálogo con ADNSUR.
Lo llamativo del caso es el punto de partida: al cierre de 2024, cuando todavía pertenecían a YPF, esas cuatro áreas figuraban con reservas comprobadas en cero. Un año después, ya en manos de nuevas empresas, empezaron a declarar volúmenes certificados que representan casi el 98% del aumento neto de toda la cuenca.
Qué áreas cambiaron de manos y cuánto sumaron
El bloque más grande es Cañadón León-Meseta Espinosa, que declaró 6,7 millones de metros cúbicos de reservas comprobadas y quedó bajo la operación de Quintana E&P.
Más atrás aparecen El Guadal-Lomas del Cuy, con 1,8 millones de metros cúbicos, y Cañadón Yatel, con 639.000 metros cúbicos. Ambos quedaron a cargo de Roch.
La cuarta es Cañadón Vasco, con 331.000 metros cúbicos incorporados y Azruge S.A. como nueva operadora.
En total, los cuatro bloques sumaron 9,4 millones de metros cúbicos. La cifra cobra dimensión al compararla con el crecimiento neto de toda la cuenca en el mismo período: 9,6 millones de metros cúbicos. Es decir, descontando el aporte de estas concesiones, el resto de las áreas apenas sumó 142.000 metros cúbicos.
Por qué las reservas no aparecieron solas con el cambio de operador
El informe deja en claro que la llegada de las nuevas empresas no bastó para que los volúmenes se contabilizaran automáticamente como reservas comprobadas.
Hirschfeldt explicó que para anotar un volumen como reserva comprobada hace falta un proyecto de explotación y una certificación que respalde su viabilidad técnica y económica. No alcanza con que el petróleo esté bajo tierra: tiene que existir un plan que justifique que puede recuperarse y producirse en determinadas condiciones.
En las cuatro áreas santacruceñas, las nuevas operadoras presentaron proyectos que permitieron certificar volúmenes que antes no figuraban. El especialista remarcó que ese proceso exige trabajo técnico y planificación, y que la certificación incorpora esos volúmenes a los activos de las empresas y cambia la información disponible sobre el potencial de los yacimientos.
El repunte después de dos años de caída
El desempeño de las cuatro áreas se reflejó en el balance general. Las reservas comprobadas de petróleo del Golfo San Jorge pasaron de 161 millones de metros cúbicos en 2024 a 170,6 millones en 2025: una mejora de 9,6 millones, con un alza interanual del 6%.
El resultado cortó dos años de retroceso. En 2023 las reservas habían caído 5,7% y en 2024 el descenso había sido del 14,3%.
Aun así, la recuperación no alcanza para volver a los niveles de hace una década. En 2014 la cuenca registraba alrededor de 255,3 millones de metros cúbicos, por lo que el volumen de 2025 sigue unos 33% por debajo de aquel registro.
El dato permite separar dos procesos: la incorporación de reservas certificadas en áreas que cambiaron de operador y, por otro lado, el desafío estructural de sostener la actividad y compensar el petróleo que se extrae de yacimientos maduros.
La salida de YPF y el nuevo mapa de operadores
Las cuatro concesiones integran la transferencia de áreas convencionales que YPF dejó en el norte de Santa Cruz y que la Provincia canalizó a través de FOMICRUZ.
En noviembre de 2025, el Gobierno provincial informó que había completado la autorización de cesión de diez áreas hidrocarburíferas del Golfo San Jorge a siete operadoras continuadoras. El esquema previó inversiones superiores a los 1.250 millones de dólares entre 2026 y 2031, destinadas a reactivación, perforación, mantenimiento y recuperación secundaria.
La transferencia también incluyó auditorías sobre los pasivos ambientales de las áreas. La Provincia designó a la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires como entidad auditora para el relevamiento y la validación de esos pasivos.
El cambio de operadores abrió una etapa nueva para yacimientos maduros que durante años explotó YPF. La certificación de reservas en cuatro de esos bloques aporta ahora un indicador concreto sobre los proyectos de las empresas que asumieron la operación.
Del papel a la producción: el próximo desafío
El crecimiento de las reservas comprobadas es una señal relevante para la actividad petrolera, pero no implica un aumento automático de la producción diaria ni garantiza por sí solo nuevos puestos de trabajo.
Recuperar esos volúmenes dependerá de que los proyectos de explotación se ejecuten, se sostengan las inversiones y se incorporen las tecnologías necesarias para mejorar el rendimiento de los yacimientos.
Para Hirschfeldt, el objetivo de la cuenca debería ser estabilizar sus reservas y sostener un horizonte de actividad, más que esperar una recuperación rápida de los máximos de 2014 y 2015.
En ese escenario, las cuatro áreas del norte santacruceño muestran el peso que pueden tener los proyectos de las nuevas operadoras en la evolución de las reservas. El próximo indicador a seguir será si esa incorporación certificada se traduce en mayor actividad efectiva y en una producción capaz de frenar la declinación de los yacimientos maduros.
Con datos de Oil Production Consulting y de la Secretaría de Energía de la Nación (ADNSUR).
