El incremento de las reservas comprobadas de petróleo en el Golfo San Jorge registró un salto positivo impulsado principalmente por el traspaso de cuatro concesiones ubicadas en el norte de la provincia de Santa Cruz.
Estas áreas, que YPF desinvirtió y transfirió a nuevos operadores, explicaron casi la totalidad de la suba del 6% contabilizada en la última certificación oficial de la Secretaría de Energía de la Nación.
De acuerdo con un informe de la consultora Oil Production Consulting (OPC) analizado por su director, Marcelo Hirschfeldt, las concesiones aportaron 9,4 millones de metros cúbicos de crudo (alrededor de 59,1 millones de barriles), lo que representa casi el 98% del incremento neto de 9,6 millones de metros cúbicos registrado por toda la cuenca. Sin el aporte de estos cuatro bloques, el resto de las áreas maduras del Golfo San Jorge apenas acumuló un saldo positivo de 142.000 metros cúbicos.
El respaldo técnico tras la incorporación de volumen
A fines de 2024, los cuatro bloques figuraban con balance cero en materia de reservas bajo la gestión saliente de la petrolera estatal. Sin embargo, al cierre de 2025, las firmas entrantes —adjudicatarias a través del Plan Andes— declararon volúmenes significativos tras presentar planes de inversión y viabilidad económica.
El mayor volumen correspondió a la concesión Cañadón León-Meseta Espinosa, operada por Quintana E&P, que declaró 6,7 millones de metros cúbicos. Por su parte, la firma Roch incorporó 1,8 millones de metros cúbicos en El Guadal-Lomas del Cuy y otros 639.000 metros cúbicos en Cañadón Yatel. En tanto, Cañadón Vasco sumó 331.000 metros cúbicos de la mano de Azruge S.A.
Hirschfeldt aclaró en declaraciones periodísticas que el reconocimiento de estos recursos no fue un proceso contable automático al momento de cambiar de manos:
“No es que vos entrás a un yacimiento y decís: bueno, a partir de ahora lo que dejó YPF pasa a tener reservas. Ese valor sale de que haya un proyecto presentado, que haya una empresa auditora que certifique”, explicó el especialista, destacando el respaldo técnico y la factibilidad económica presentados por las operadoras.
“Es valorable el trabajo de cada operadora y es el granito de arena que va sumando para luego desarrollar esos yacimientos”, indicó Hirschfeldt sobre la reactivación de estas áreas.
Perspectivas para el Golfo San Jorge: estabilizar la cuenca
Pese al saldo positivo reflejado en la última certificación, el consultor analizó el escenario futuro con prudencia, recordando que la cuenca perdió cerca de un 33% de sus reservas comprobadas en la última década, en contraste con el crecimiento superior al 400% registrado en la Cuenca Neuquina.
En ese sentido, Hirschfeldt descartó un salto masivo que permita retornar a los picos históricos alcanzados entre 2014 y 2015, señalando que la prioridad de la región debe centrarse en frenar el declive técnico y garantizar trabajo para el entramado de servicios.
“Ya detener la tendencia negativa, de caída, es importante. Yo creo que en petróleo va a ser positivo en los próximos años. Por lo menos mantenés horizonte de reservas y actividad, que es lo que a nosotros nos sirve, porque somos una cuenca de servicios”, evaluó.
El especialista remarcó además el potencial de las técnicas de recuperación terciaria impulsadas por las empresas en la zona y destacó el rol dominante del yacimiento Anticlinal Grande-Cerro Dragón, operado por Pan American Energy (PAE) en Chubut. Dicho bloque ostenta 91,5 millones de metros cúbicos de reservas comprobadas —el 14,6% del total nacional—, manteniéndose como el área petrolera de mayor volumen del país.
“También se podría discutir si la actividad que llegamos a tener en un momento era creíble o no. Lo importante es que haya continuidad y que nos podamos estabilizar como región económica”, concluyó Hirschfeldt.