Dudas sobre la producción de petróleo para sostenimiento del empleo y la llegada de nuevas inversiones a la provincia

El titular de Fomicruz Oscar Vera dio un pantallazo sobre las bondades que lleva implícito el proceso de recuperación de las áreas hidrocarburíferas de zona norte, en base a las 10 concesiones otorgadas a Quintana Energy Investments SA y Quintana E&P Argentina SRL, Brest S.A, Azruge S.A, Roch, Clear Petroleum SRL y Patagonia Resources S.A.

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Según el plan sobre las 10 concesiones en el año 2026 está prevista la perforación 22 pozos; terminación y reparación (workover) 154 y 1.200 Pulling.

Estos trabajos implican aproximadamente los siguientes costos/montos: cada perforación a un costo de 2 millones de dólares da un total de 44 millones de dólares; 154 operaciones de terminación y reparación a 250 mil dólares cada una arroja otro total de 40 millones de dólares; los 1.200 Pulling a un costo de 100 mil dólares cada uno hace un total de 120 millones de dólares. Esto da una inversión total de 200 millones de dólares.

De acuerdo a las estimaciones de profesionales vinculados con la actividad petrolera, como es el caso del Ingeniero Luis Zurita, éste no es un plan de aceleración y crecimiento, solo podría incluir un “plan de mantenimiento” y por ende, todo esto pone en duda si realmente la provincia, como promociona en sus exposiciones, va a poder sostener el empleo y atraer nuevas inversiones con este plan a 6 años.

Lo que si quedó en claro por parte de Vera, es que Fomicruz, una vez terminada la etapa inicial de vinculación de las empresas, va a recibir un porcentaje de las ventas del crudo, similar a las que les cobra a las empresas mineras. Dijo el funcionario que Fomicruz obtendrá un porcentaje que fije el consorcio, por el petróleo que vaya por el ducto desde los pozos a los tanques de Termap.

Lo que no dijo Vera en cómo se regularán esos fondos, si los manejará Fomicruz a su libre discreción, qué controles habrá, como se invertirán o si solo irá a sostener los gastos de la estructura de Fomento minero y los superavitarios salarios de sus directores y personal jerárquico, cuando en realidad, se tratan de fondos de todos los santacruceños.

En base a un trabajo difundido por el Ing Luis Zurita, incluimos el gráfico denominado “Previsión de Producción de Petróleo 2025-2026” de la Provincia de Santa Cruz, cuya desagregación de datos arroja una detallada explicación de lo que la provincia se propone y lo que realmente podrá alcanzar mediante el proceso de inversión iniciado.

Realidad: escenario poco alentador

La previsión para 2025-2026 muestra un escenario crítico de declinación estructural para la industria petrolera de Santa Cruz, de acuerdo al cuadro estadístico armado a fines de visibilizar este proceso.

Según ésta progresión, la provincia depende casi exclusivamente de la Cuenca del Golfo San Jorge (zona norte). Cualquier problema o falta de inversión allí impacta directamente en el total provincial, ya que la Cuenca Austral no tiene volumen suficiente para amortiguar las caídas, tal lo expresado en el cuadro.

No se observan allí picos de recuperación estacional ni estabilización, es decir hay un sostenimiento e la caída. Las líneas de tendencia con un ajuste superior al 90% (R 2>0.9) sugieren que, bajo las condiciones actuales (sin nuevas inversiones masivas o descubrimientos), la caída de la producción es un hecho, estadísticamente seguro.

La pendiente de las curvas que muestra el gráfico, sugiere que la provincia está perdiendo capacidad productiva mes a mes de manera constante (Ritmo de pérdida), lo que implicará menores ingresos por regalías e impacto en la actividad económica local hacia fines de 2026.

Análisis general e interpretación del gráfico

El gráfico proyecta una tendencia decreciente continua en la producción de petróleo para la provincia de Santa Cruz durante el período de julio de 2025 a diciembre de 2026. Se presentan tres curvas que corresponden al total provincial y a sus dos cuencas productivas principales.

Hay un eje temporal que cubre 18 meses, desde julio de 2025 hasta diciembre de 2026; doble ejes de Producción: eje Izquierdo (Principal): mide la producción en metros cúbicos (m 3 ) para el “Total Provincia” y la “Cuenca Golfo San Jorge“. El eje Derecho (Secundario), mide la producción de la “Cuenca Austral” (que maneja volúmenes mucho menores).

Desagregación de los Resultados

La Cuenca Golfo San Jorge (CGSJ) está marcada por una Línea Azul y es el motor indiscutible de la producción provincial, representando más del 93% del volumen total. Comienza la serie en julio de 2025 con 297.880 m 3 y muestra una caída rápida a 292.202 m3 en agosto y 275.688 m3  en septiembre.

Su línea de tendencia muestra una pendiente negativa pronunciada (y=−357.93x), lo que indica que esta cuenca es la principal responsable de la caída general de la producción en la provincia. El coeficiente R 2 de 0,9264 indica que esta caída es muy consistente y predecible.

La Cuenca Austral está marcada por una línea naranja. De acuerdo a los datos observables su aporte es marginal en comparación con la CGSJ, oscilando alrededor de los 19.000 – 20.000 m 3 mensuales. Inicia con 19.971 m3 en julio de 2025, bajando levemente a 19.894 m 3en agosto y 19.600 m 3 posteriormente. La tendencia aunque también es negativa (y=−5.987x), la caída es mucho más suave y lenta en comparación con la cuenca norte.

En línea roja se muestra el total de la  Provincia Santa Cruz. En este caso los datos consolidados indican que la producción total arranca en 317.851 m 3 (julio 2025) y desciende a 312.096 m 3 (agosto 2025) y continúa bajando, arrastrada por la performance del Golfo San Jorge. La ecuación de la recta (y=−363.92x) confirma que la provincia pierde producción a un ritmo diario acelerado.

Ahora bien, teniendo en cuenta el discurso del gobierno provincial y las grandes expectativas que genera alrededor de la explotación petrolera de las áreas concesionadas, a través de las cuales se estaría proponiendo la solución a los problemas de la desocupación, las inversiones y la caída de la producción, los datos fácticos aportados por los especialistas en materia de hidrocarburo y producción petrolera en Santa Cruz, distan mucho de reflejar un porvenir tan espectacular como se proyecta, en virtud de las escasas inversiones sostenidas para el próximo sexsenio de 1.200 millones de dólares en zona norte de Santa Cruz. (Agencia OPI Santa Cruz)