La provincia de Santa Cruz atraviesa una nueva etapa en la explotación de sus yacimientos convencionales. Desde diciembre de 2025, seis nuevas empresas comenzaron a operar diez áreas hidrocarburíferas de la Cuenca del Golfo San Jorge que hasta ahora estaban bajo la órbita de YPF, tras la licitación pública 542/2025 impulsada por FOMICRUZ S.E. Con el cambio de operadores ya en marcha, diciembre se convirtió en el primer mes de referencia para medir el desempeño productivo de las compañías que asumieron la operación de estos campos maduros.
Los primeros resultados operativos muestran dos casos de éxito inmediato:
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Clear Petroleum SRL: A cargo del bloque Cañadón de la Escondida–Las Heras, recibió el área con 8.189 barriles diarios en noviembre y logró elevarla a 8.453,76 barriles en diciembre, un incremento del 3,2%.
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Consorcio Quintana: Operando Cañadón León–Meseta Espinosa, pasó de 5.925 barriles diarios a 6.101,3 barriles, marcando una suba del 2,9%.
Estos repuntes iniciales, aunque moderados, son significativos en yacimientos donde la tendencia histórica es a la baja, sugiriendo que la agilidad de las empresas de menor escala está permitiendo optimizar el mantenimiento de los pozos existentes de manera más eficiente.
Desafíos de estabilización: Las áreas con leves bajas
No todos los bloques presentaron incrementos inmediatos. Las empresas reportaron descensos moderados en sus niveles de producción, un comportamiento habitual en áreas maduras donde no se realizan perforaciones nuevas, sino tareas de mantenimiento y reacondicionamiento de pozos (workovers).
Los ajustes iniciales impactaron en:
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Patagonia Resources S.A.: En los bloques Los Perales–Las Mesetas, Los Monos y Barranca Yankowsky, la producción bajó de 7.434 a 7.340 barriles diarios (-1,2%).
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Roch Proyectos S.A.U.: En los bloques Cañadón Yatel, Cerro Piedra–Cerro Guadal Norte y El Guadal–Loma del Cuy, el volumen descendió de 5.881 a 5.774 barriles (-1,8%).
En los casos de Brest S.A. (Pico Truncado–El Cordón) y Azruge S.A., los datos de diciembre aún no han sido procesados por la Secretaría de Energía, lo que deja una ventana de incertidumbre sobre el desempeño global del consorcio de nuevos operadores.
Inversiones y futuro: El horizonte 2031
Este primer balance dispar de diciembre de 2025 es solo el prólogo de un plan mucho más ambicioso. Con inversiones comprometidas por más de 1.250 millones de dólares hasta 2031, el desafío para las operadoras será sostener y mejorar la producción a partir de la eficiencia operativa y, fundamentalmente, la recuperación secundaria y terciaria (EOR).
Los próximos meses serán clave para evaluar si el cambio de manos logra consolidar una recuperación sostenida de la producción en una de las cuencas históricas del petróleo argentino. El éxito de este modelo en Santa Cruz servirá de testigo para otros procesos de desinversión de áreas maduras en el resto del país, donde la especialización en el convencional es la única vía para evitar que el declino de los pozos tradicionales afecte las regalías provinciales.