YPF se fue de cuatro áreas y ahora Santa Cruz sumó 59 millones de barriles
YPF se retiró de cuatro áreas en el norte santacruceño y las nuevas operadoras ya declararon reservas por 59 millones de barriles. Detrás del número, una pregunta que define el futuro de las localidades petroleras.
Las cuatro áreas petroleras que YPF dejó en el norte de Santa Cruz ya muestran su primer gran resultado: incorporaron 9,4 millones de metros cúbicos de reservas comprobadas durante 2025, un volumen que equivale a unos 59,1 millones de barriles.
Según la información difundida por el Gobierno provincial, esas concesiones explicaron casi el 98% del incremento neto registrado en la cuenca del Golfo San Jorge.
Los bloques involucrados son Cañadón León-Meseta Espinosa, El Guadal-Lomas del Cuy, Cañadón Yatel y Cañadón Vasco. Todos habían sido operados por YPF y, tras el proceso de cesión de activos, pasaron a manos de nuevas empresas.
El dato surge de la última certificación de reservas de la Secretaría de Energía de la Nación, que registró un crecimiento del 6% para el Golfo San Jorge. De acuerdo con el relevamiento citado por medios especializados, la cuenca pasó de unos 161 millones de metros cúbicos de reservas comprobadas en 2024 a 170,6 millones en 2025.
Quiénes operan las áreas y cuánto aportó cada una
El mayor volumen corresponde a Quintana E&P, operadora de Cañadón León-Meseta Espinosa, que declaró 6,7 millones de metros cúbicos de reservas comprobadas.
Roch, por su parte, maneja dos de las concesiones: El Guadal-Lomas del Cuy, con 1,8 millones de metros cúbicos, y Cañadón Yatel, con aproximadamente 639.000 metros cúbicos.
La cuarta área, Cañadón Vasco, está bajo operación de Azruge S.A. y registró alrededor de 331.000 metros cúbicos.
En conjunto, las cuatro concesiones sumaron los 9,4 millones de metros cúbicos informados. La distribución muestra que Cañadón León-Meseta Espinosa concentra la mayor parte del volumen incorporado.
Qué significa incorporar reservas comprobadas
La certificación de reservas no significa necesariamente que se hayan descubierto nuevos yacimientos ni que ese petróleo ya esté siendo producido. Para que un volumen sea contabilizado como reserva comprobada debe existir un proyecto que respalde su recuperación y una certificación que avale su viabilidad técnica y económica.
El consultor especializado Marcelo Hirschfeldt explicó, en declaraciones difundidas por medios regionales, que el cambio de operador no convierte automáticamente los recursos de un área en reservas comprobadas. Para ello, las empresas deben presentar proyectos de explotación y contar con certificaciones que respalden los volúmenes declarados.
Ese proceso puede involucrar trabajos de recuperación secundaria, reparaciones y perforación de nuevos pozos. El desafío será que las reservas certificadas se traduzcan en inversiones, actividad sostenida y producción efectiva.
El nuevo esquema de concesiones en Santa Cruz
La incorporación de reservas se produce después del proceso de transferencia de diez áreas hidrocarburíferas que habían sido operadas por YPF en la Cuenca del Golfo San Jorge.
En noviembre de 2025, el Gobierno provincial informó que había completado las autorizaciones de cesión y que el plan de trabajo contemplaba inversiones superiores a los 1.250 millones de dólares entre 2026 y 2031.
Ese programa incluye tareas de reactivación, perforación, mantenimiento y recuperación secundaria en yacimientos maduros del norte provincial.
La evolución de las reservas será uno de los indicadores para evaluar el resultado del nuevo esquema, aunque también será necesario seguir la producción, el empleo y el cumplimiento efectivo de los compromisos de inversión.
Por ahora, la certificación de 2025 constituye una señal de recuperación en el registro de reservas del Golfo San Jorge. El próximo paso será observar cuánto de ese potencial se convierte en actividad concreta para las localidades petroleras de Santa Cruz.
