La salida de YPF de áreas petroleras de Santa Cruz y el ingreso de nuevos operadores empieza a reflejarse también en las estadísticas de reservas. Cuatro concesiones del norte provincial incorporaron en conjunto 9,4 millones de metros cúbicos de petróleo comprobado durante 2025, un volumen que explica prácticamente todo el incremento registrado por la cuenca del Golfo San Jorge en ese período.

Las empresas que aparecen en el relevamiento de Oil Production Consulting (OPC) son Quintana E&P, Roch y Azruge S.A. Sus áreas habían figurado con reservas en cero en el registro de 2024, cuando todavía estaban bajo la titularidad de YPF. Un año después, ya con nuevos operadores, comenzaron a declarar volúmenes respaldados por proyectos de explotación y certificaciones.

El dato tiene una incidencia directa en el balance de la cuenca: el Golfo San Jorge pasó de 161 millones de metros cúbicos de reservas comprobadas en 2024 a 170,6 millones en 2025. De ese aumento neto de 9,6 millones, las cuatro concesiones santacruceñas aportaron 9,4 millones.

Qué volumen incorporó cada empresa

La mayor participación corresponde a Quintana E&P, que quedó a cargo de Cañadón León-Meseta Espinosa. Esa concesión declaró 6,7 millones de metros cúbicos de reservas comprobadas, el volumen más importante entre las cuatro áreas.

Roch, por su parte, opera dos concesiones. En El Guadal-Lomas del Cuy se declararon 1,8 millones de metros cúbicos, mientras que Cañadón Yatel incorporó otros 0,6 millones.

La cuarta área es Cañadón Vasco, que quedó bajo la operación de Azruge S.A. y registró 0,3 millones de metros cúbicos de reservas comprobadas.

En conjunto, los volúmenes declarados por las tres compañías alcanzan los 9,4 millones de metros cúbicos (algo más de 59 millones de barriles9. La distribución muestra que Cañadón León-Meseta Espinosa concentra la mayor parte de las reservas incorporadas, mientras que Roch suma dos áreas al balance de la provincia.

Por qué las reservas no aparecen automáticamente con el cambio de operador

En diálogo con Actualidad 2.0, por radio Del Mar, el especialista Marcelo Hirschfeldt explicó que el reconocimiento de esos volúmenes no se produce simplemente porque una empresa asuma la titularidad de una concesión. Para que un recurso sea contabilizado como reserva comprobada debe existir un proyecto que respalde su explotación y una certificación que avale su viabilidad técnica y económica.

“No es que vos entrás a un yacimiento y decís: bueno, a partir de ahora lo que dejó YPF pasa a tener reservas”, explicó. Según detalló, los nuevos operadores presentaron proyectos y obtuvieron certificaciones que permitieron declarar esos volúmenes.

“Ese valor sale de que haya un proyecto presentado, que haya una empresa auditora que certifique”, señaló Hirschfeldt. La diferencia es relevante: no significa que las compañías hayan descubierto 9,4 millones de metros cúbicos de petróleo durante 2025, sino que lograron respaldar técnicamente la posibilidad de recuperar esos volúmenes y registrarlos como reservas comprobadas.

Esos proyectos pueden incluir trabajos de recuperación secundaria, reparaciones y perforación de nuevos pozos. La expectativa es que la incorporación contable de reservas tenga luego su correlato en inversiones y actividad en los yacimientos.

¿Puede recuperarse el nivel de reservas del Golfo San Jorge?

El especialista también puso el incremento de Santa Cruz en perspectiva con la evolución de toda la cuenca. Aunque el resultado de 2025 interrumpió dos años consecutivos de retroceso, las reservas comprobadas del Golfo San Jorge todavía se encuentran alrededor de un 33% por debajo de los niveles de 2014.

Hirschfeldt consideró que no aparece a la vista una recuperación que permita volver rápidamente a aquel pico. Su expectativa es más moderada: sostener el horizonte de reservas y evitar que continúe la caída, en particular mediante proyectos de recuperación terciaria que permitan extraer volúmenes que hasta ahora no resultaban económicamente recuperables.

“Yo creo que en petróleo va a ser positivo en los próximos años. Por lo menos mantenés horizonte de reservas”, sostuvo.

El análisis también alcanza a Chubut, donde Anticlinal Grande-Cerro Dragón continúa siendo la concesión con mayor volumen de reservas comprobadas de petróleo de Argentina: 91,5 millones de metros cúbicos, equivalentes al 14,6% del total nacional.

Para Hirschfeldt, la continuidad de los proyectos de las operadoras será determinante para sostener los niveles de actividad. En Santa Cruz, el primer dato concreto del nuevo esquema de concesiones aparece en las reservas declaradas por Quintana, Roch y Azruge. El siguiente paso será comprobar cuánto de esos proyectos se traduce en producción efectiva y en una mayor actividad en los yacimientos.