La provincia terminó 17 pozos hidrocarburíferos entre enero y julio frente a los 92 perforados por Chubut en la misma cuenca, mientras la producción del territorio cayó un 6,1% en julio.
Santa Cruz acumuló 17 pozos petroleros terminados durante los primeros siete meses del año, cifra que contrasta con las 92 perforaciones finalizadas por Chubut en la Cuenca del Golfo San Jorge en el mismo período. El estancamiento de la actividad extractiva santacruceña coincide con el primer año de operaciones sin la presencia de YPF en sus yacimientos convencionales, luego de 81 años de permanencia de la empresa en la zona. La producción de las áreas cedidas por la petrolera estatal se estabilizó entre 4.700 y 5.000 metros cúbicos diarios tras registrar un declive continuo iniciado en 2017.
El volumen total de petróleo extraído en la provincia alcanzó los 8.456 metros cúbicos diarios en julio, una retracción del 6,1% en comparación con junio y un 10,5% menor respecto del mismo mes del año anterior. La participación de Santa Cruz en la producción nacional de crudo retrocedió al 7,5% en el tercer trimestre de 2025, lejos del 10,4% consignado a fines de 2023, en un mercado dominado por la provincia de Neuquén con un 66,2% del total. Asimismo, el empleo privado registrado en la jurisdicción experimentó una pérdida del 16,1% entre noviembre de 2023 y junio de 2026.
Para incentivar el desarrollo de los campos maduros, el Gobierno santacruceño rubricó en abril el programa “Más producción y trabajo” con 14 operadoras, fijando un esquema de regalías del 12% con reducciones de hasta tres puntos porcentuales según compromisos de inversión. El ministro de Energía provincial, Jaime Álvarez, confirmó ante la Legislatura la solicitud de prórroga por un año de la Emergencia Hidrocarburífera —sancionada originalmente en febrero de 2025—, admitiendo que desde el 1 de enero no se dictaron decisiones administrativas bajo dicho régimen especial. En tanto, las inversiones exploratorias no convencionales en la formación Palermo Aike requieren costos de 85 millones de dólares por pozo horizontal frente a la falta de infraestructura local.
