Santa Cruz busca frenar el derrumbe petrolero

Licitan 10 áreas en el Golfo San Jorge tras una década de caída.

La producción cayó 45% en diez años, las regalías se desplomaron 21% en el primer semestre y no se perfora un solo pozo en 2025. El gobierno apuesta a que nuevas operadoras reactiven los yacimientos que YPF devolvió a Fomicruz.

El norte de Santa Cruz atraviesa una encrucijada. Mientras la producción petrolera muestra una caída histórica, el gobierno provincial ultima detalles para lanzar esta semana la licitación de las diez áreas maduras que YPF revirtió a Fomicruz. El pliego, que se publicaría entre martes y miércoles, será la prueba de fuego para medir el interés y la capacidad de inversión de nuevas operadoras dispuestas a recuperar yacimientos convencionales del Golfo San Jorge.

Producción en caída libre

Los números confirman lo que desde hace años se observa en el terreno: menos pozos, menos inyección y perforación en cero. Entre enero y julio de 2015 la provincia extraía 3,5 millones de m³ de crudo; en el mismo período de 2025 apenas superó los 2 millones. La caída acumulada es del 45% en petróleo y más de un tercio en gas.

La retracción de YPF es clave en esta curva descendente. Este año la compañía no proyectó ninguna inversión en Santa Cruz Norte, tras haber ejecutado un plan de retiros voluntarios que alcanzó a 3.000 trabajadores. Hoy la producción de la empresa de mayoría estatal en la zona ronda los 4.950 m³/día, frente a los más de 8.500 de 2017.

Qué pasó en 2025: el acuerdo del 2 de abril

El memorando firmado entre el gobernador Claudio Vidal y el CEO de YPF, Horacio Marín, selló la devolución de las áreas y la operación transitoria “por cuenta y orden” de Fomicruz hasta la adjudicación a nuevas empresas. Además, incluyó USD 335 millones para infraestructura y sistema previsional y un plan de saneamiento ambiental a cinco años.

Pozos menos, regalías menos

La caída productiva ya golpea las arcas provinciales. Entre enero y junio Santa Cruz percibió USD 110,3 millones en regalías, un 21% menos que en el mismo período del año pasado.

La cantidad de pozos productores cayó de 7.481 (2018) a 6.309 en junio de 2025. Los inyectores también se redujeron: de 1.557 a 1.326. Y la perforación, que hasta hace poco se movía en 3 o 4 pozos por mes, se frenó a cero en lo que va del año.

Qué proponen los técnicos

El ingeniero Marcelo Hirschfeldt, director de Oil Production Consulting, fue categórico:

• “Cuando dejás de perforar y de mantener pozos, la producción no sólo cae: después cuesta mucho recuperarla”.

• “El camino es reactivar pozos, reparar inyectores y optimizar la recuperación secundaria”.

• “La ingeniería de subsuelo y la reducción de costos de superficie serán claves para sostener márgenes en campos de baja rentabilidad”.

El desafío de la licitación

El ministro de Energía, Jaime Álvarez, proyectó un repunte del 19% al 24% a partir de la reactivación de pozos inactivos, con más trabajos de pulling y workover. Pero advirtió que el éxito dependerá de la respuesta geológica y del nivel de inversión de las futuras operadoras.

En un contexto macroeconómico complejo, la gran incógnita es quiénes competirán por las áreas y con qué financiamiento. La provincia promete fijar pisos de inversión en los pliegos y un control técnico estricto para evitar la entrada de especuladores.

Entre la apuesta y el riesgo

La licitación no es un trámite administrativo: es la posibilidad de que Santa Cruz defina si su principal enclave petrolero se recupera o queda relegado como un museo de yacimientos maduros. Cada pozo apagado, cada inyección suspendida y cada perforación que no se hace marcan la diferencia entre un futuro con producción o una lenta agonía energética.