Las concesiones que ahora operan Quintana E&P, Roch y Azruge S.A. explicaron prácticamente todo el crecimiento de las reservas comprobadas de petróleo de la Cuenca del Golfo San Jorge durante 2025, resume parte del reciente relevamiento de Oil Production Consulting.
Los nuevos operadores certificaron volúmenes por más de 59 millones de barriles, respaldados por proyectos de explotación. Sin embargo, el incremento no representa nuevos descubrimientos, sino la incorporación de recursos cuya recuperación fue técnicamente certificada.
La reorganización de las concesiones petroleras de Santa Cruz, tras la salida de YPF y el ingreso de nuevos operadores, comenzó a mostrar sus primeros resultados en las estadísticas de reservas hidrocarburíferas. Durante 2025, cuatro áreas del norte provincial incorporaron en conjunto 9,4 millones de metros cúbicos de petróleo comprobado, equivalentes a algo más de 59 millones de barriles.
El volumen tiene un peso significativo en el balance de la cuenca del Golfo San Jorge. Según el relevamiento de Oil Production Consulting (OPC), las reservas comprobadas pasaron de 161 millones de metros cúbicos en 2024 a 170,6 millones en 2025. Es decir, el incremento neto fue de 9,6 millones de metros cúbicos, de los cuales 9,4 millones corresponden a las cuatro concesiones santacruceñas.
Santa Cruz : Empresas que asumieron àreas que eran de YPF
Las compañías que aparecen en el registro son Quintana E&P, Roch y Azruge S.A., que asumieron la operación de áreas anteriormente bajo titularidad de YPF. Las concesiones habían registrado reservas en cero durante 2024 y, un año después, comenzaron a declarar volúmenes respaldados por proyectos de explotación y certificaciones técnicas.
Quintana E&P, Roch y Azruge: cuánto petróleo incorporó cada operadora
La mayor incorporación de reservas corresponde a Quintana E&P, que quedó a cargo del área Cañadón León-Meseta Espinosa. La concesión declaró 6,7 millones de metros cúbicos de reservas comprobadas, convirtiéndose en el principal aporte entre las cuatro áreas relevadas.
Por su parte, Roch incorporó reservas en dos concesiones. En El Guadal-Lomas del Cuy declaró 1,8 millones de metros cúbicos, mientras que en Cañadón Yatel registró otros 600.000 metros cúbicos.
La cuarta área es Cañadón Vasco, actualmente operada por Azruge S.A., que declaró 300.000 metros cúbicos de reservas comprobadas.
La distribución de los volúmenes muestra el peso de Cañadón León-Meseta Espinosa, que concentra la mayor parte de las reservas incorporadas, mientras que Roch suma dos concesiones al nuevo escenario petrolero de Santa Cruz.
Como se contabiliza una reserva petrolera
El especialista Marcelo Hirschfeldt aclaró que el reconocimiento de reservas comprobadas no se produce automáticamente cuando una compañía asume la titularidad de un yacimiento.
Para que un recurso sea contabilizado como reserva comprobada debe existir un proyecto que demuestre la posibilidad de extraerlo, junto con una certificación que respalde su viabilidad técnica y económica.
«No es que vos entrás a un yacimiento y decís: bueno, a partir de ahora lo que dejó YPF pasa a tener reservas», explicó Hirschfeldt.
El especialista señaló que los nuevos operadores debieron presentar proyectos y obtener certificaciones de empresas auditoras para que esos volúmenes pudieran incorporarse formalmente a las estadísticas.
«Ese valor sale de que haya un proyecto presentado, que haya una empresa auditora que certifique», precisó.
La diferencia es importante para interpretar el crecimiento registrado durante 2025: las empresas no necesariamente descubrieron 9,4 millones de metros cúbicos de petróleo durante ese año, sino que lograron certificar la existencia de volúmenes recuperables bajo determinadas condiciones de explotación.
Entre las alternativas técnicas contempladas aparecen trabajos de recuperación secundaria, reparaciones de pozos existentes y perforaciones nuevas. La expectativa es que el reconocimiento de las reservas tenga posteriormente su correlato en inversiones, actividad operativa y producción efectiva.
