El norte de Santa Cruz transita una semana clave. Luego de meses de idas y vueltas, correcciones técnicas y ajustes políticos, el gobierno provincial confía en que a mitad de esta semana el llamado a licitación de las diez áreas que YPF devolvió a Fomicruz finalmente verá la luz. El pliego llega en un momento en el que los números de la producción confirman lo que desde hace tiempo se percibe en el terreno: el derrumbe del principal enclave petrolero de la provincia.
Licitación se lanzaría esta semana
De acuerdo con ADNSUR. Mientras la apertura de ofertas se prevé para mediados de septiembre o principios de octubre, el gobierno santacruceño espera lanzar formalmente los pliegos licitatorios «entre martes y miércoles de esta semana», según una calificada fuente al tanto del tema. Será un primer paso para conocer las condiciones que deberán cumplir las empresas interesadas: pago de un canon de ingreso al área, pero además planes de inversión para recuperar los yacimientos convencionales.
En la administración de Claudio Vidal hay optimismo, porque confían en que las ofertas para la zona norte servirán también como “empalme” hacia la cuenca Austral, donde se exploran los recursos no convencionale de Palermo Aike, lo que todavía lleva a YPF a mantener una cierta presencia en la provincia.
Qué pasó en 2025: retiros y acuerdo del 2 de abril
Este año marcó un quiebre. YPF ejecutó un plan de retiros voluntarios que alcanzó a 3.000 trabajadores del norte provincial, como parte de su retiro de las cuencas maduras. El programa ofreció indemnizaciones del 120%, atractivo para personal con antigüedad, aunque sin garantizar reposición de empleo en el mismo sector.
El 2 de abril, el gobernador Claudio Vidal y el CEO de YPF, Horacio Marín, firmaron un memorando de entendimiento: reversión de 10 áreas a la provincia, FOMICRUZ como titular transitoria y YPF operando “por cuenta y orden” de la empresa provincial, hasta la adjudicación a nuevas operadoras. Además, YPF comprometió USD 335 millones (fondos para infraestructura y previsional) y un plan de saneamiento ambiental con horizonte de hasta 5 años.
La transición mantiene al sistema en una zona gris donde baja inversión y mantenimiento diferido golpean la producción.
Anatomía de una caída
Hace una década, enero–julio de 2015, Santa Cruz extraía 3,5 millones de m³ de petróleo y casi 1.200 millones de m³ de gas. En enero–julio de 2025, el petróleo del norte santacruceño apenas supera los 2 millones de m³ y el gas cae a 796 millones de m³. Es decir, una merma del 45% en petróleo y más de un tercio menos de gas, en diez años.
En el terreno, el efecto se ve rápido: menos inyección de agua en recuperación secundaria, perforaciones detenidas y servicios retraídos. El resultado: la producción de YPF en Santa Cruz Norte bajó de más de 8.500 m³/día (enero 2017) a 4.950 m³/día (junio 2025), según Oil Production Consulting.
Pérdida de pozos operativos y el costo de reactivarlos
Un informe de la misma consultora detalló que los pozos inyectores activos, en todo el norte de Santa Cruz en la CGSJ, bajaron de 1.557 (2018) a 1.326 (junio 2025). Son sistemas que inyectan agua salada para empujar petróleo en recuperación secundaria; si no se mantienen, cae la cantidad de barriles (o metros cúbicos) por pozo.
Las inversiones para revertir los indicadores negativos tendrán pisos fijados en las condiciones a estipular en los pliegos licitatorios, pero deberán orientarse, según coinciden los especialistas, a reparar pozos, con puzado y estimulación de nuevas capas, además de las técnicas de recuperación terciaria que se vienen aplicando también en Chubut.
Qué dicen los técnicos: la radiografía de Hirschfeldt
El ingeniero Marcelo Hirschfeldt (director de Oil Production Consulting) desarma la causa y propone el remedio con eje en mantenimiento, inyección y perforación:
“Yendo al plan de acción de las futuras empresas, no sólo hay que reactivar pozos: también hacer ingeniería de subsuelo (reservorios) para analizar las mallas de recuperación secundaria. En superficie, todo lo que sea operación y mantenimiento debe optimizarse, porque ahí están los costos de producción”.
Para el consultor, la optimización de costos, sumada a la ingeniería de subsuelo para mejorar el recobro, “son dos desafíos que no son menores, porque el límite económico de la mayoría de esos yacimientos es muy bajo. Entre la rentabilidad y la pérdida hay una distancia mínima. Va a costar mucho el recupero, pero se debe empezar por la reactivación y optimización de pozos productores e inyectores, como punto de partida”.
Como en la pandemia
“Lo peor que puede pasar en este tipo de yacimientos es la desaceleración o interrupción de la producción (sea por parar pozos, no invertir en pulling, o por eventos como pandemia o clima) -añadió el consultor-. Después es difícil recuperar la producción; con menos pozos y menos inyección, básicamente es imposible sostenerla”.
Y anticipa lo que ya es previsible en toda la región: “Tanto Santa Cruz Norte como muchos yacimientos de Chubut van a requerir nuevos modelos de operación: los servicios deberán adaptarse a márgenes más bajos y a estructuras más livianas, para que toda la cuenca sea rentable. No es un capricho de las compañías: es la realidad”.
Lo que proyecta la Provincia
El ministro de Energía de Santa Cruz, Jaime Álvarez, anticipó meses atrás que la provincia proyecta un repunte de entre 19% y 24% en el corto plazo, con reactivación de pozos inactivos y mantenimiento intensivo. Previó una fase de pulling y workover más exigente para recuperar capacidad, con una estabilización posterior sujeta a la respuesta geológica y al nivel de inversiones comprometidas en esta etapa.
Desafíos económicos y de financiamiento
La gran pregunta es quiénes competirán por las áreas y con qué herramientas. Con una macro que encarece el crédito productivo, surgen dudas sobre la espalda financiera de los aspirantes, su acceso a financiamiento y su capacidad para sostener CAPEX en campos con márgenes apretados y recuperación secundaria debilitada.
Aquí el Estado también juega: reglas claras, seguimiento técnico y un ojo quirúrgico para seleccionar a los proyectos con rea respaldo financiero y conocimiento del negocio petrolero, por sobre los especuladores sin sustento.
Entre la apuesta y la inercia
La licitación que llega no es un trámite: es un punto de inflexión. Cada pozo que se apaga, cada inyección que se interrumpe y cada perforación que no se hace son barriles que cuesta -o directamente no se puede- recuperar.
Quienes se postulen y ganen las áreas deberán probar solvencia técnica y financiera, con planes realistas y ejecución sostenida. De esa calidad de apuesta dependerá si Santa Cruz retoma un sendero de recuperación y puede aspirar a un futuro productivo, o se convierte en el ‘museo’ de lo que alguna vez fue parte del motor energético del país.
