Santa Cruz (EP), 25 de agosto ‘25. La producción cayó 45% en una década y el Gobierno lanza la licitación de 10 áreas que YPF devolvió a FOMICRUZ. Menos pozos, menos inyección y perforación en cero explican el freno. Las regalías cayeron 21% en el primer semestre. Los técnicos trazan la hoja de ruta: reparar pozos, optimizar costos y rediseñar mallas de recuperación secundaria. 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 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. Este año, por primera vez en la historia no hay inversión proyectada de YPF en Santa Cruz Norte, mientras CGC prevé USD 149 millones y Crown Point algo más de USD 50 millones: el desembolso más bajo de las últimas décadas. Lejos de los USD 900 millones alcanzados en el pico de 2015, o incluso de los USD 600 de promedio en los últimos 4 años, cuando la operadora de mayoría estatal hizo su último intento de revertir la caída. 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. Los pozos productores activos en esta región de la cuenca también se redujeron: de 7.481 a 6.309 en el mismo período. Y lo que hasta hace poco supo ser una dinámica de al menos 3 a 4 perforaciones nuevas por mes, se redujo a cero en lo que va de 2025. 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: “Cuando no hacés el mantenimiento de los pozos productores e inyectores, cuando dejás de perforar o de intervenir con equipos de pulling o wireline, la producción cae. Y lo más difícil es que después no se recupera fácilmente. La desaceleración en el mantenimiento de los yacimientos hace que reactivar pozos o proyectos de recuperación secundaria sea un camino cuesta arriba”, diagnosticó. “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. Será importante la respuesta inmediata: las regalías ya empiezan a mostrar la pérdida de producción, porque en el primer semestre de este año totalizaron sólo USD 110,3 millones, con un promedio mensual de USD 18,4 M, frente a los USD 139 M de igual lapso del año pasado, con un promedio de USD 23,1 M por mes. La caída, en dólares, es del 21%. 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. Gentileza https://www.adnsur.com.ar
