El incremento, a partir de la certificación realizada por nuevas operadoras, explica la suba del 6% que registró la región en la última certificación de la Secretaría de Energía de la Nación.
El aumento de las reservas comprobadas de petróleo del Golfo San Jorge durante 2025 tuvo un origen concentrado: cuatro áreas del norte de Santa Cruz que YPF dejó durante su salida de la provincia y que pasaron a manos de nuevos operadores. En conjunto, esas concesiones incorporaron 9,4 millones de metros cúbicos de petróleo, casi el 98% del incremento neto registrado por la cuenca en el último año.
El dato surge del análisis de las cifras de reservas de Oil Production Consulting (OPC) y fue explicado por Marcelo Hirschfeldt, director de la consultora, durante una entrevista con Actualidad 2.0. Según indicó, el movimiento no debe interpretarse como un simple cambio estadístico por la transferencia de los activos: las nuevas empresas presentaron proyectos que permitieron certificar reservas que antes no estaban declaradas.
Cuatro áreas explican casi todo el aumento
En 2024, las cuatro concesiones figuraban con reservas en cero bajo la titularidad de YPF. En el cierre de 2025, ya con nuevos operadores, comenzaron a registrar reservas comprobadas.
El mayor volumen corresponde a Cañadón León-Meseta Espinosa, que declaró 6,7 millones de metros cúbicos y quedó bajo la operación de Quintana E&P. El Guadal-Lomas del Cuy incorporó 1,8 millones y Cañadón Yatel otros 639.000 metros cúbicos, ambas áreas operadas por Roch. En tanto, Cañadón Vasco registró 331.000 metros cúbicos, con Azruge S.A. como nueva operadora.
En total, las cuatro concesiones sumaron 9,4 millones de metros cúbicos, lo que equivale a 59,1 millones de barriles. El incremento neto del Golfo San Jorge fue de 9,6 millones. Por lo tanto, descontados esos volúmenes, el resto de las áreas de la cuenca presenta un saldo positivo de apenas 142.000 metros cúbicos. “Son las empresas nuevas del plan Andes, que empezaron a incorporar reservas a sus activos”, detalló Hirschfeldt.
Hirschfeldt aclaró que las reservas no pasan automáticamente a ser reconocidas cuando cambia el titular de una concesión. “No es que vos entrás a un yacimiento y decís: bueno, a partir de ahora lo que dejó YPF pasa a tener reservas”, explicó. Para que esos volúmenes sean contabilizados debe existir un proyecto de explotación y una empresa auditora que certifique su viabilidad técnica y económica.
“Ese valor sale de que haya un proyecto presentado, que haya una empresa auditora que certifique”, señaló. En otras palabras, las reservas ya no figuran en cero porque los nuevos operadores respaldaron con proyectos de inversión la posibilidad de recuperar y producir esos volúmenes, en términos de factibilidad económica. “Es valorable el trabajo de cada operadora y es el granito de arena que va sumando para luego desarrollar esos yacimientos”, indicó.
Qué puede pasar con las reservas de la cuenca: ¿se puede recuperar el volumen perdido?
El consultor consideró que el incremento de 2025 es una señal alentadora, aunque no supone que el Golfo San Jorge pueda recuperar los niveles de reservas que alcanzó en 2014. En los últimos diez años, reconoció, la cuenca perdió alrededor del 33% de sus reservas comprobadas, mientras que la Neuquina registró una expansión superior al 400%.
Consultado sobre la posibilidad de volver al pico de la década pasada, Hirschfeldt sostuvo que no observa a la vista un aumento muy grande de las reservas de petróleo. Su expectativa es más moderada: que la actividad permita, al menos, mantener los volúmenes y sostener el horizonte de producción, “que es lo que a nosotros nos sirve, porque somos una cuenca de servicios”, evaluó. Además, enfatizó: “Ya detener la tendencia negativa, de caída, es importante”.
En esa perspectiva ubicó los proyectos de recuperación terciaria que vienen anunciando las operadoras. Si se concretan, podrían traducirse en nuevas reservas recuperables y mejorar la relación entre los volúmenes que se producen y los que se incorporan. “Yo creo que en petróleo va a ser positivo en los próximos años. Por lo menos mantenés horizonte de reservas y actividad”, evaluó.
La evolución dependerá, entonces, de que los proyectos anunciados pasen a una etapa efectiva de desarrollo. Además, Hirschfeldt anticipó que los planes de las operadoras, vinculados a recuperación terciaria, seguramente permitirán sumar nuevos volúmenes de reservas.
Cerro Dragón conserva el mayor volumen de reservas del país
En su análisis, Hirschfeldt también destacó la posición de Anticlinal Grande-Cerro Dragón, en Chubut. La concesión registra 91,5 millones de metros cúbicos de reservas comprobadas de petróleo, el 14,6% del total nacional, y se mantiene como la de mayor volumen del país, incluso frente a las áreas no convencionales.
Para el especialista, ese dato es relevante al evaluar las perspectivas de desarrollo de Pan American Energy en la provincia. La cuenca todavía cuenta con un activo de gran escala, aunque el sostenimiento de sus reservas dependerá de la continuidad de los proyectos y de su capacidad para compensar los volúmenes que se extraen.
Hirschfeldt también señaló que comienzan a aparecer registros vinculados con el desarrollo de gas no convencional en Chubut. Mencionó el caso de Río Chico —el proyecto exploratorio no convencional de PAE—, donde ya figuran recursos contingentes, aunque todavía no califican como reservas comprobadas. Esos anuncios, sostuvo, deberían reflejarse progresivamente en nuevas certificaciones a medida que avancen los proyectos.
Para el especialista, el objetivo debería ser alcanzar una continuidad que dé un horizonte más estable, más que recuperar necesariamente los niveles de producción y reservas que tuvo la cuenca en su momento de mayor expansión, una década atrás. “También se podría discutir si la actividad que llegamos a tener en un momento era creíble o no —dijo, en referencia a los picos alcanzados entre 2014 y 2015—. Lo importante es que haya continuidad y que nos podamos estabilizar como región económica”, concluyó.