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El viceministro de Energía y Minería, Daniel Gonzalez, ratificó que el gobierno de Javier Milei piensa en levantar los controles de cambio antes de que finalice el año. En materia energética, el hombre de confianza del ministro Luis ‘Toto’ Caputo, vaticinó que la Argentina comenzará a exportar Gas Natural Licuado (GNL) dentro de dos años durante una sesión especial sobre la transformación económica y energética en la Argentina en el CERAWeek 2025.

Consultado sobre los controles cambiarios, González confirmó que el objetivo es levantar el cepo antes de finalizar el año. «Esa es más una pregunta para mi jefe, para el ministro, para el presidente. Pero está muy claro que hay un compromiso de que los controles cambiarios se van a levantar este año«, dijo.

Exportaciones

Gonzalez se mostró optimista sobre el potencial exportador del país en hidrocarburos y minería. «Vamos a exportar un millón de barriles por día (de petróleo equivalente) y u$s30.000 millones en minerales» dentro de los próximos cinco a siete años, afirmó.

El secretario coordinador dijo que la única manera de desarrollar el potencial de Vaca Muerta a su máximo nivel es a través del gas natural licuado. En ese sentido, destacó el proyecto para exportar GNL desde una planta de licuefacción flotante en Río Negro, impulsado por Southern Energy, una sociedad conformada incialmente por Golar y Pan American Energy (PAE), a la que sumaron Pampa Energía, YPF y Harbour Energy.

«Creo que veremos más de eso, más de una terminal flotante antes de que veamos un gran proyecto terrestre. Pero Argentina va a exportar GNL dentro de dos años, ese es un punto de partida», dijo González.

Subsidios y Plan Gas

Otros dos temas abordados por González fueron la quita de los subsidios a la energía y la intención del gobierno de liberar el mercado eléctrico. El secretario afirmó que las compañías generadoras de electricidad no están en condiciones de comprar por su cuenta gas en el mercado debido al Plan Gas.

«Cuando asumimos el gobierno, la demanda pagaba, en conjunto, el 30% del costo de la electricidad y el gas. Ahora pagan el 80%. Así que ha habido una recuperación significativa, casi sin resistencias sociales«, ponderó.

Con respecto al mercado eléctrico, González explicó que el gobierno está delineando con el sector privado el retorno de la libre contratación entre productoras de gas y generadoras eléctricas.

«Hemos levantado la prohibición de que los generadores compren sus propios combustibles, pero cuando quieren salir a comprarlos, prácticamente todo el gas de Argentina ya está contratado bajo el Plan Gas», explicó el funcionario.

«Este es un plan que tenía mucho sentido en su momento, y todas las excelentes empresas que formaban parte del plan nos permitieron tener una abundancia de gas natural en Argentina. Así que fue algo bueno, pero cuando lo analizamos hoy, no nos gusta. Ahora, puede que nos guste o no, pero lo respetaremos», matizó.

Vaca Muerta

El secretario coordinador elogió la competitividad alcanzada por las operadoras en Vaca Muerta y la comparó con la formación Permian en Texas. No obstante, Gonzalez hizo hincapié en que falta competitividad en el eslabón de servicios petroleros.

«Cuando nos alejamos de la geología y nos dirigimos a las operaciones, diría que hemos logrado avances significativos. Hemos reducido los tiempos de perforación y de finalización. Pero porque la productividad también mejora en Permian, siempre estamos entre 6 y 12 meses por detrás. Hay muchas cosas de vanguardia por hacer. Creo que las empresas en Argentina lo están haciendo. Ahora, lo único en lo que somos menos competitivos es en las tarifas de los servicios«, dijo.

«Me reuní con un productor independiente estadounidense que fue a Argentina. Me dijo: «Bueno, por lo que veo, es el doble, ¿no?». Eso, por supuesto, tiene que ver con lo que discutimos antes sobre las restricciones cambiarias. Uno paga por eso. Pero también tiene que ver con la falta de competencia. Tenemos menos empresas de servicios en Argentina de las que deberíamos», concluyó.

, Nicolás Deza

HOUSTON.- Gustavo Baquero, vicepresidente ejecutivo de Harbour Energy, la compañía que adquirió los activos de Wintershall DEa en la Argentina, analizó este martes los planes de la compañía en la Argentina luego de la adquisición de los activos de la alemana Wintershall Dea en el país que concretó en septiembre del año pasado.

En diálogo con medios argentinos que en el CERAWeek 2025, entre los que figuró EconoJournal, Baquero destacó que “la Argentina se convirtió en uno de los cuatro países claves del portafolio de Harbour Energy”. El año pasado adquirió la participación de la alemana en el proyecto de gas offshore Fénix, que comenzó la producción de la plataforma ubicada frente a las costas de Tierra del Fuego hace pocos meses. En la misma operación, Harbour Energy también adquirió Aguada Pichana Este y San Roque, las áreas que Wintershall Dea operaba en Vaca Muerta.

Sin embargo, uno de los objetivos que adelantó Baquero en la entrevista es que Harbour tiene en carpeta es crecer en la ventana de petróleo. “Queremos shale oil”, afrirmó. En este sentido, aseguró: “no hay duda que vamos a seguir viendo oportunidades en la Argentina”.

-¿Cómo están viendo el desarrollo en la Argentina, el cambio de políticas y el cambio de gobierno?

Argentina es un país muy importante para nosotros. Estamos produciendo alrededor de 70.000 barriles equivalentes de petróleo por día. Nuestros socios principales son TotalEnergies y Pan American Energy (PAE). Vemos potencial, tenemos muchísimos recursos en la Argentina. No solamente la actual producción, también los recursos probables y las reservas que tenemos. La Argentina se convirtió en uno de los cuatro países claves que tenemos actualmente en el portafolio de Harbour Energy.

-En el caso de Vaca Muerta, tienen una participación, pero no demasiado grande, y hay muchas áreas potenciales. ¿Están analizando oportunidades?

Sí, estamos analizando, sin duda. Nuestra estrategia es el crecimiento inorgánico a través de adquisiciones y las estamos evaluando. Ahora, en la Argentina también tenemos opciones orgánicas. Por ejemplo, Fénix acaba de ponerse en producción y también en Vaca Muerta estamos discutiendo potenciales licencias de explotación. Argentina es una combinación para Harbour Energy, tanto por un crecimiento orgánico, a partir de las licencias que ya tenemos, como posiblemente también inorgánico con nuevas adquisiciones.

-¿El objetivo sería incrementar en el segmento de gas o de petróleo?

Ambos. En la Argentina Wintershall Dea ha tenido una estrategia más enfocada hacia el gas. Nosotros antes de la adquisición de Wintershall Dea teníamos un portafolio de un 40% gas y un 60% petróleo. Después de la adquisición, eso cambió, se ha reducido. Actualmente tenemos un 60% de gas y un 40% de petróleo en todo el portafolio global. Nosotros queremos rebalancear eso un poco. Creemos que es bueno estar más o menos en un 50% y 50%, obviamente dependiendo de los países. Pero para tu pregunta, en la Argentina queremos también petróleo, queremos shale oil.

-En tus exposiciones dijiste que la Argentina estaba muy cara. ¿Cómo se va a llevar a cabo esta estrategia?

Por los múltiplos de adquisición. Ves lo que pagó Pluspetrol por ExxonMobil. ¿Cómo hizo esa estrategia? ¿Ganando acres? Hay distintas formas. Una compañía puede no querer nada en particular en un momento, pero puede hacer una adquisición corporativa de una compañía que tenga activos en la Argentina. Entonces, esa adquisición va a ser de una manera indirecta, no necesariamente se expone al activo como tal. Los activos de ExxonMobil, sin duda, son muy buenos. Y hay mucha competencia. Argentina pasó a ser un país donde había mucha incertidumbre, nadie quería invertir y observas ahora el precio de las acciones locales argentinas y los que están dispuestos a pagar por estos activos. Se pone complicado los múltiplos desde el punto de vista de una adquisición. Pero una compañía como la nuestra, que está en un crecimiento claro y que estamos ambiciosos por crecer, y sobre todo en países que nos gustan como la Argentina, vamos a analizar las opciones. Vamos a participar en los procesos que se están dando. La Argentina es un core country para nosotros. No hay duda que vamos a seguir viendo oportunidades en Argentina. Hay muchísimas variables. No te puedo decir ahora. Lo que sí puedo decir es que estamos viendo de una manera muy activa. Una de las ventajas competitivas Harbour Energy es que tenemos equipos de Adquisiciones y Fusiones (M&A, por sus siglas en inglés) muy especializados. Antes de esta posición, yo era el jefe de M&A de Harvard. Fui parte del equipo que hizo la adquisición a Wintershall Dea. Y te puedo decir que el equipo que tenemos se mueve rápido. ¨Pasamos de cero a 500 mil barriles en menos de 10 años con adquisiciones corporativas. Y eso lo vemos como una ventaja competitiva porque no tenemos las inversiones, tal vez, de compañías más grandes que se toman mucho tiempo en tomar decisiones. Nosotros tomamos decisiones rápidas, sobre de adquisición.

-¿Tiene alguna meta de producción?

No es algo que esté escrito, pero yo creo que nosotros tenemos que ser una compañía de un millón de barriles relativamente pronto. La escala importa por sinergias operativas, pero también por los inversionistas. Nosotros somos una empresa listada en el Reino Unido. Somos una compañía pública y tenemos que atraer inversionistas, seguir atrayendo inversionistas. Pero los inversionistas tienen muchas opciones. Nosotros nos queremos diferenciar por ser una compañía independiente internacional de petróleo y gas.

-¿Cuál sería la meta de producción en la Argentina?

Bueno, depende, pero como te dije, ahora nosotros estamos produciendo 500 mil barriles por día y en la Argentina son 70.000 barriles por día. La Argentina ya representa casi un 20%. Pero queremos seguir creciendo en la Argentina. Hay cuatro países en nuestro portafolio: Reino Unido, Noruega, Argentina y México. Ahí es la mayor cantidad de producción, recursos y procesos. Queremos que sea un motor de crecimiento para la Argentina.

, Nicolas Gandini

La empresa estatal Enarsa está definiendo los detalles de la licitación de la primera tanda de cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL) que deberá importar la Argentina durante el invierno para asegurar el suministro del hidrocarburo durante el pico de consumo residencial de los meses de frío.

Según indicaron fuentes privadas a EconoJournal, la compañía, que es presidida por Tristán Socas, que llegó al cargo en septiembre de 2024 a partir de su cercanía al asesor presidencial Santiago Caputo, prevé lanzar un primer pliego para comprar unos 10 cargamentos de GNL para los meses de junio y julio.

Desde hace varios años, Enarsa suele lanzar una primera licitación en el primer bimestre (o a lo sumo, en los primeros días marzo como ahora) para luego reforzar con una segunda compra a medida de que va clarificando el nivel efectivo del consumo de gas que se registrará en invierno en función de cuán bajas son las temperaturas y de cómo evoluciona el nivel de actividad industrial.

Importación de gas

Según indicaron fuentes del área energética del gobierno, este será el último año en que la importación de gas natural sigue estando centralizada en el Estado, como sucede desde 2008, cuando se empezó a comprar GNL. A partir del año que viene el objetivo del gobierno de Javier Milei es que la importación de gas esté en cabeza de los privados, aunque aún no hay visibilidad en torno a cómo el Ejecutivo prevé desarmar el esquema centralizado de múltiples regulaciones que vienen desde hace décadas y al mismo tiempo, generar rápida confianza entre los privados para que el riesgo económico-financiero que acarrea la importación de GNL vuelva a estar bajo la órbita de las empresas.

En 2024, Enarsa importó un total de 29 cargamentos a través de cinco licitaciones. Aún no hay precisiones sobre cuántos se comprarán este año, dado que la capacidad de transporte desde la cuenca Neuquina hacia Buenos Aires se amplió a partir de la repotenciación del gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner), que desde febrero tiene capacidad para transportar hasta 26 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) de gas natural, tal como sucedió la semana pasada a raíz de la crisis climática en Bahía Blanca que provocó la inundación de la planta de procesamiento de TGS en Cerri.

, Redaccion EconoJournal

HOUSTON.- Javier Rielo, senior vicepresidente de TotalEnergies Exploración y Producción para América, dio cuenta de los planes de inversión que tiene la compañía para seguir consolidando su presencia en América Latina, con foco en el Presal de Brasil como eje de crecimiento. También expuso las iniciativas que tiene TotalEnergies en la Argentina y en Surinam con la oportunidad que representa el offshore.

En diálogo con EconoJournal en el CERAWeek 2025, el ejecutivo de TotalEnergies aseguró que el objetivo de la compañía en Brasil es aumentar el plauteau de producción y pasar de 180.000 barriles por día a 200.000. Frente a este escenario, Rielo detalló que ya llevan invertidos US$ 14.000 millones en Brasil, de los cuales US$ 12.000 millones son en Oil&Gas y que contarán con 11 plataformas offshore de producción FPSO -unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga-en 2029.

El referente de TotalEnergies también adelantó que esta semana viajará a China porque la compañía está construyendo una plataforma offshore de producción para el primer desarrollo offshore de Surinam. Por lo cual, irá a una visita al yard que la está construyendo junto al CEO de la empresa estatal. La firma tiene previsto invertir US$ 11.000 millones en Surinam en los próximos tres años.

Por último, Rielo se refirió al desarrollo de la Argentina y explicó el impacto de la electrificación del yacimiento Aguada Pichana Este que implica menor generación de fuel gas. También, dio cuenta de los trabajos que impulsaron en Tierra del Fuego para generar la propia energía que consume la compañía a través de molinos de energía eólica para sortear uno de los desafíos que implica posicionarse en la provincia teniendo en cuenta que no está conectada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

—¿Cuáles son los planes de TotalEnergies en el segmento de Oil&Gas? ¿Qué proyecciones tienen en Brasil?

–Además de nuestra presencia en la Argentina como un gran actor del Oil&Gas, en Brasil estamos presentes desde hace 50 años. En el Presal es donde tenemos nuestro eje de crecimiento. Hoy contamos con ocho FPSO -unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga- en producción y habrá una más en el próximo trimestre. Además, tenemos dos más en construcción que entrarán en producción en 2029. Vamos a contar con 11 plataformas offshore de producción FPSO en muy poco tiempo.

—¿Tienen un plateau de producción de 180.000 barriles por día y el objetivo es llevarlo a 200.000?

–Hoy son 180.000 barriles por día en la parte de TotalEnergies y el objetivo es superar los 200.000 barriles por día. En términos de producción al 100%, las ocho plataformas offshore producen más de un millón de barriles al día de hoy.

—¿El objetivo es aumentar ese plateau de producción?

–Sí, vamos a superar los 200.000 barriles. Esa es la idea, pero en Brasil te sorprende la productividad. Por ejemplo, cada pozo en nuestro campo de Libra produce 50.000 barriles por día. Tenemos muchos plays para seguir creciendo. Hicimos exploraciones y descubrimos varios yacimientos que van a contribuir a ese objetivo. El Presal requiere una inversión monstruosa, pero al final retribuye esa inversión.

—¿Qué inversión tienen en Brasil?

–Llevamos invertidos US$ 14.000 millones en Brasil, de los cuales US$ 12.000 millones son en Oil&Gas.

—¿Cuál es el horizonte?

–Planeamos mantener una inversión del orden de US$ 1.000 millones por año en los próximos años.

—¿En qué otros proyectos se encuentran trabajando?

–El miércoles viajo a China porque estamos construyendo otra plataforma offshore de producción (FPSO) para el primer desarrollo offshore de Surinam. Iremos con el CEO de la empresa estatal a una visita al yard que la está construyendo. Es un país que tiene 600.000 personas. Estamos invirtiendo US$ 11.000 millones en Surinam en los próximos tres años para una producción de 220.000 barriles por día que debería comenzar en 2028.

—¿El negocio es de petróleo?

–Sí, petróleo en el mar. El gas asociado, como en Brasil, se reinyecta.

—En las ediciones anteriores uno de los ejes clave del CERAWeek era la transición energética. En los últimos años, diferentes compañías impulsaron cambios y se pusieron objetivos en línea con esa agenda. Sin embargo, este lunes Chris Wright, secretario de Energía de EE.UU., aseguró que “Trump pondrá fin a las políticas irracionales y cuasi religiosas de Biden sobre el cambio climático”. ¿Qué análisis realiza de esta nueva edición?

–El mensaje del secretario de Energía o del presidente de Estados Unidos hay que escucharlo y entenderlo. Nosotros creemos que la transición energética no es una fantasía, es una realidad. Pero también desde el origen del debate planteamos nuestra estrategia bien balanceada entre el Oil&Gas y la energía llamada verde. Pasamos de ser una empresa de petróleo y gas a ser una empresa de energía convencidos del camino que había que seguir hacia la transición energética. Al mismo tiempo dijimos que el petróleo y el gas eran fundamentales en esta transición y fuimos muy criticados en ese momento. Hubo otras empresas que decidieron hacer un giro más brusco hacia la energía renovable en el pasado.

Nosotros planteamos que se necesitaba el gas y el petróleo para lograr los objetivos de transición, todo esto porque los hidrocarburos son los que generan la caja para poder impulsar la agenda de la transición. No se puede pasar de un día al otro de los hidrocarburos a la energía renovable, no se puede hacer un milagro en ese sentido. Nuestro objetivo es producir más energía con menos emisiones. Esa hoja de ruta nosotros no la cambiamos. La seguimos teniendo hasta hoy. Tenemos dos pilares en nuestra estrategia: Oil&Gas e integrity power. Integrity power es generación a partir de renovables y de gas, que soporta la intermitencia de la energía renovable. Yo creo que el cambio climático no lo podemos desconocer. Y todos nosotros tenemos que trabajar para reducir su impacto.

Nosotros en Surinam estamos colocando una nueva plataforma offshore de producción para producir 220.000 barriles por día, pero allí es todo eléctrico. No se quema gas. Hay detectores de metano ya instalados. Esto nos permite que si, por ejemplo, tenemos una pequeña fuga de metano la podamos corregir a los cinco minutos. Las emisiones se pueden tratar y reducir en la industria y eso es lo que hacemos en TotalEnergies.

—En Aguada Pichana Este llevan invertidos casi 100 millones de dólares en la electrificación del yacimiento. ¿Eso es real?

–Creo que se quedaron cortos con el número. Es mucho más que eso. Porque se trata de la conversión del yacimiento, no sólo de la electrificación. El yacimiento utilizaba mucha energía para producir por compresión, y ahora se están sacando los compresores para producir con pozos en alta presión. Cuando sacamos los compresores tenemos que poner más pozos en producción. Con todo eso se genera menos fuel gas. La electrificación de los compresores tiene un costo asociado, pero hay que agregar el costo de los nuevos pozos que reemplazan la compresión.

En Tierra del Fuego estamos poniendo dos molinos para generar nuestra propia electricidad. Tierra del Fuego no es como Neuquén. No hay grid al cual conectarse. Tierra del Fuego está separada del sistema de interconexión nacional (SADI). Por eso estamos generando los nueve megas de electricidad que consumimos en la planta del Río Cullen y Cañadón Alfa con dos molinos de viento y un cable que conecta a Río Cullen con Alfa. También, contamos con baterías para poder hacerle frente a la intermitencia cuando no se puede generar energía eólica.

, Nicolás Gandini (Enviado especial)

El presidente de Exploración y Producción (E&P) de Tecpetrol, Ricardo Ferreiro, habló este martes sobre el presente y los planes de la empresa en Latinoamérica, en un panel sobre competitividad del upstream en la región en el CERAWeek 2025. La petrolera del Grupo Techint, una de las cuatro mayores productoras de gas natural del país, también esta ingresando con fuerza en la ventana de petróleo en Vaca Muerta con una inversión de US$ 2500 millones en el proyecto Los Toldos II Este. La compañía busca que más de la mitad de esa inversión pueda aplicar al RIGI.

La inversión realizada para el desarrollo del campo Fortin de Piedra de shale gas en la formacion no convencional neuquina catapultó a Tecpetrol en el ranking de productoras de gas natural en la Argentina. Ferreiro destacó esa historia de éxito y el salto exportador que el país esta dando en hidrocarburos.

«Ahora somos un exportador neto y estamos empezando a exportar también gas a la región y considerando construir una instalación significativa para exportar a todo el mundo el enorme recurso de gas que tendremos allí», dijo el representante de Tecpetrol sobre el momento del sector en la Argentina.

Además del crecimiento en la Argentina, la petrolera también tiene presencia en el resto Latinoamerica. «Hemos estado hablando de Latinoamérica. Tenemos experiencia, somos una empresa latinoamericana de petróleo y gas, sabemos cómo manejar los riesgos y estar atentos en esos países. Tenemos operaciones desde México hasta Argentina en casi todos los países», dijo Ferreiro.

«Y seguramente estaremos muy interesados en las oportunidades que aparezcan en México, en Colombia, en Ecuador. Firmamos un acuerdo con Guatemala, en donde hay cuencas», añadió.

Ventana de petróleo

Tecpetrol ya comenzó con las perforaciones en Los Toldos Este II, el proyecto en Vaca Muerta con el que busca replicar en el shale oil la competitividad lograda con el desarrollo del shale gas en Fortín de Piedra.

La petrolera realizará allí una inversion de US$ 2500 millones con vistas a alcanzar una producción de 70.000 barriles diarios en 2027. Desde la empresa indicaron que buscarán aplicar una parte del proyecto al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI). Se trata del desembolso de US$1500 millones destinados a construir la infraestructura necesaria para la evacuación (oleoductos) y la planta de procesamiento.

«Estamos en el proceso de hacer lo mismo pero no en gas, sino en petróleo. Queremos equilibrar nuestra cartera en Argentina«, dijo el presidente de E&P de la compañía.

La competitividad lograda en el shale gas en el país es un activo central para Tecpetrol y el resto de las productoras. «Argentina tiene un costo anual promedio de US$ 3,5 por millón de BTU. Este es un muy buen precio del gas para cualquier país en el mundo», puntualizó Ferreiro.

En el caso de Tecpetrol, destacó la curva de aprendizaje realizada. «Cuando comenzamos a desarrollar Fortin de Piedra, nuestros pozos eran bastante profundos y de alta presión. Eran 35 o 36 días de perforación para un pozo completo. Ahora estamos en 16, 17 dias», destacó Ferreiro.

, Nicolás Deza

HOUSTON-. La medición y gestión de emisiones de metano en la industria energética se ha convertido en un tema clave para la competitividad en la industria del Oil&Gas. Frente a esto, Mario Patiño, representante de la empresa estadounidense Insight M, dedicada a la detección aérea de metano de alta frecuencia, trazó un panorama sobre el escenario global y la posibilidad que tiene la Argentina de competir con Estados Unidos para captar nuevos mercados para exportar gas de Vaca Muerta.

En diálogo con EconoJournal, en el CERAWeek, Patiño dio cuenta de uno de sus focos de análisis que es la cuenca neuquina y advirtió que la implementación de metodologías de medición de emisiones eficientes, sumado a un enfoque en la reducción de fugas de mayor impacto, podría mejorar la competitividad del sector.

En esa misma línea, también remarcó la necesidad de que la Argentina pueda contar con una regulación en materia de emisiones de metano para atraer inversiones y acceder a mercados clave como Europa y Asia. Esto es así ya que explicó que la Unión Europea (UE) diseñó nuevas exigencias para el gas natural licuado (GNL) de modo que obligará a los productores a implementar sistemas más estrictos de medición y control de emisiones para comercializar el gas.

—El jueves hará una presentación para exponer los datos que fueron relevando en términos de emisiones en lo que es la Cuenca Neuquina y en los plays shale que tiene Estados Unidos como Permian. ¿Cuáles serán los ejes a presentar?

–En este momento hay mucha incertidumbre a nivel regulatorio en Estados Unidos y en múltiples mercados internacionales, pero hay un denominador común que está permeando en los distintos mercados productores que son las importer rules de la Unión Europea. En términos concretos, estas medidas establecen que a partir de 2027 la Unión Europea va a exigir un framework de mediciones y de intensidad de metano para todo el Gas Natural Licuado (GNL) que compre.

Si bien ya no hay incentivos regulatorios o penalidades por emisiones de metano, los operadores de Estados Unidos se están posicionando fuertemente para poder tener acceso a ese mercado. Esto lleva a pensar que, si uno no mide nada, simplemente no va a tener acceso y que si uno mide, pero tiene una intensidad muy alta en comparación con otros mercados también va a tener problemas. Eso es lo que estamos viendo, un alineamiento muy interesante de todos los operadores en Estados Unidos, pensando no sólo en la regulación, sino también en cómo posicionarse para el mercado offtaker en Europa.

—Si el gobierno de Donald Trump decide flexibilizar las regulaciones de penalización de emisiones, ¿la industria podría seguir con sus planes de captación de mercados en Europa?

–Absolutamente. Estamos trabajando con muchos operadores aquí en Estados Unidos, pero también con cuencas y con asociaciones por estado. Ellos están evaluando desde ahora cómo se posiciona Permian versus la cuenca de Anadarko, por ejemplo. Cómo están en términos de emisiones fugitivas. Nosotros ya llevamos cinco años recolectando datos en la cuenca Neuquina y tenemos algunos números muy interesantes que vamos a estar compartiendo el jueves en esta nueva edición del CERAWeek que organiza S&P Global. Estamos analizando cómo están posicionadas las diferentes cuencas en función de la intensidad de emisiones y cómo serán competitivas en 2026-2027 a medida que el mercado global de LNG toma importancia.

—Cuando comenzaron a recabar ese tipo de mediciones en la Argentina, probablemente Vaca Muerta producía la mitad de petróleo del que produce hoy en día. Los datos que han relevado de los últimos dos años muestran una tendencia de fuerte aumento de emisiones. ¿Qué es lo que se encuentran observando allí? ¿Un plateau amesetado?

–Hay una segmentación interesante. Nosotros cada vez que hacemos la recolección y el relevamiento de datos lo hacemos para múltiples operadores en Neuquén, pero también llevamos a cabo un  análisis a nivel de cuenca y vamos normalizando los datos de intensidad basados en la producción, para tener el dato de intensidad en kilogramos hora de petróleo. Lo que hemos visto es que desde el 2021 al 2024 se registró una disminución de la cantidad de fugas, pero observamos un crecimiento en la tasa de emisión efectiva de cada una de esas fugas. Y eso se explica principalmente por el incremento en la producción, sobre todo en campos no convencionales. Entonces, ahí es donde está la segmentación. Los campos convencionales están produciendo una mejora, pero luego si se analiza netamente la intensidad, en la que la producción juega un rol fundamental en las métricas, se observa que a medida que incrementa la producción de hidrocarburos en la cuenca, sobre todo con campos no convencionales, se produce un aumento en la tasa de emisión de cada una de las fugas equivalentes, pero se da una disminución en el número de fugas totales, que es una disyuntiva bastante interesante.

—Paolo Rocca, el CEO del Grupo Techint, aseguró este lunes que la Argentina va a poder superar el millón y medio de barriles en tres años. ¿Qué le recomendaría a un país que tiene un ramp up incremental de producción de petróleo para atender la agenda de emisiones?

–La Argentina tiene un precio en boca de pozo que es sumamente competitivo. En unos años el país va a estar compitiendo como mercado de exportación con Estados Unidos, para comenzar a pensar en Europa, en Japón, en otros mercados de off-taker. Yo creo que lo más importante sería poder priorizar una gestión de emisiones que se enfoque en atacar o resolver el problema de las emisiones que son de mayor tamaño- que son menos en cantidad-, porque con eso se puede tener un impacto positivo en el medioambiente y todo eso es producto que se está dejando de comercializar en Europa.

Son solamente un par de fugas de la evolución natural que tiene la producción en la cuenca. También, es importante tener como objetivo el buscar frecuentemente las fugas de mayor tamaño, que son las que realmente importan y que además son apenas un par, por esa naturaleza de la distribución de cola larga de pareto que vemos en la distribución de fugas en el perfil que se tiene en la Argentina.

—¿En qué consiste ese indicador que muestra la distribución de cola larga de pareto?

–Lo que quiere decir el indicador es que hay una gran cantidad de fugas con una tasa de menos de 10 kilogramos hora, y por debajo de esos 10 kilogramos hora hay entre 3.000 y 4.000 fugas que vemos en la cuenca Neuquina, que son un poco más segmentadas en distintas regiones geográficas de la cuenca. Si uno empieza a aumentar esa tasa buscando fugas a 50 kilogramos por hora, 100 kilogramos hora, se observan apenas un par de fugas, 10- 12 fugas, pero que son muy importantes en tasa. Con lo cual, si uno puede reparar rápidamente esas 12 fugas puede tener un impacto de resolver más del 90% del volumen total emitido en la cuenca. En vez de enfocarse en 3.000 o 4.000 fugas de tamaño pequeño que no tienen ningún efecto ni con el medio ambiente ni para los operadores desde el punto de vista de utilidades.

—La Argentina es un país que todavía no tiene una regulación sofisticada en materia de control de emisiones. Hay algunas iniciativas de la gobernación de Neuquén que, en su carácter de autoridad de aplicación y de dueña del recurso, está pensando en alguna legislación. ¿Qué recomendaría para un país que no tiene una regulación demasiado trabajada y que necesita traccionar fuertes inversiones? ¿Qué conceptos se deberían tener en cuenta para pensar en el diseño de esa regulación?

–Hay que buscar una metodología de medición y de gestión de emisiones de metano que no afecte la competitividad del recurso, sino que mejore la eficiencia productiva y de gestión de toda la cadena de valor. Ahí lo que han demostrado muchas cuencas distintas a nivel mundial es que, si se enfocan en un umbral de detección bajo, pero aumentan la frecuencia de esas inspecciones, el retorno de la inversión es cuasi inmediato. Hemos visto números en Neuquén de retorno de la inversión de una gestión de dos o tres días pragmática, con el valor de gas en boca de pozo en Neuquén que ya es supremamente competitivo. Yo diría eso, buscar una sensibilidad, no pensar en estar con las cuadrillas buscando falsos positivos, sino mirar un umbral que sea pragmático, de 50 kilogramos hora, pero hacerlo frecuentemente. Hay satélites, aeronaves, múltiples tecnologías complementarias que lo que buscan es eso, reducir la frecuencia y la duración de las fugas de mayor tamaño, que son las realmente importantes.

—Si Argentina quiere perseguir el sueño de convertirse en un país exportador de energía necesita estar en condiciones de competir con Estados Unidos, país que ahora con el gobierno de Donald Trump va a incentivar fuertemente la exportación de gas. Además, la Argentina también necesita que esa mayor oferta de gas se traduzca en la apertura de nuevos mercados en Europa, Asia para que esa oferta no le traccione hacia abajo el precio del gas y complique la inversión. ¿Cómo ve esa competencia entre los dos países?

–Yo creo que lo que hay en común es que ambas administraciones están buscando incrementar la producción en el corto plazo y quieren hacerlo de una forma muy competitiva. Ambos están tratando de llegar al mismo objetivo, pero tienen que pensar que únicamente esa estrategia funciona y trae bienestar a la economía local si el gas se puede exportar. Y ahí es donde entran las regulaciones en Europa que están exigiendo precisamente un framework y una medición de metano bien juiciosa. Hoy (por el lunes) escuchábamos al secretario de Energía de Estados Unidos que dijo que van a incrementar la producción, que habrá mucha actividad de taladros y que van a exportar porque no quieren que haya sobreoferta localmente y que los precios estén en negativo, como ya ha pasado anteriormente en Estados Unidos. Eso no le conviene ni a los operadores ni a la economía local. Lo que veo en común en las dos economías es que quieren explotar el recurso e incrementar la producción, pero esa estrategia únicamente va a funcionar si tienen buen acceso a un mercado de LNG con uptakers como Europa, Japón, etc., que están requiriendo esos temas de intensidad de metano.

, Nicolás Gandini (Enviado especial)

Voy con Energía participó en la ExpoAgro 2025, en la que presentó de manera oficial la estación Voy al Futuro. Esta inicativa se concretó tras una alianza estratégica con la marca de surtidores NCM. “El obetivo es llevar la atención a los clientes a un nivel superior y entregando una propuesta innovadora gracias a la tecnología”, destacaron desde la firma.

NCM desarrolló la línea SmartLine H Pro, un equipo de última generación. Acompañado a esto, Voy ofrece una experiencia única por medio de la inteligencia artificial para facilitar el auto despacho de combustible y la compra de productos de la Re Tiendas, el espacio gastronómico que ofrece la red de estaciones de servicio.

Asimismo, Voy lanzó formalmente el plan 25/25 con el que pretende llegar a las casi 80 bocas durante este año, sumando 25 estaciones más durante este 2025.

“Con una apuesta fuerte y permanente a la innovación y reforzando su posicionamiento Low Cost, los interesados en llevar la bandera Voyen el marco del evento, accederán a bonificaciones en litros de combustibles y en la compra de surtidores de autoabastecimiento de última generación, además de beneficios crediticios y financieros en función de un acuerdo alcanzado con Banco Nación”, informaron desde la empresa.

En tanto, habrá otras propuestas sobre las que se puede tener más información solicitándola a comunicacion@grupokalpa.com.ar.

Voy Campo y Lubrax

Asimismo, los visitantes podrán conocer en detalle Voy Campo, la red de servicios para el agro. Esta iniciativa creada en 2017 busca dar respuesta a las necesidades de las industrias pesadas, el transporte, la construcción y el sector agropecuario. “De esta manera, los clientes pueden acceder a una propuesta de negocio de excelencia, con un valor que se adecúa a la realidad de las pequeñas y medianas empresas y enfocado en el productor agropecuario”, destacaron.

En la actualidad, la línea Voy cuenta con bases especialmente destinadas al agro en las provincias de Buenos Aires, Santa Fe, Córdoba, La Pampa y Entre Ríos, además de la línea directa en su canal mayorista. Para quienes deseen abanderar su estación de servicio dentro de ExpoAgro, se presentará la posibilidad de alcanzar financiamiento a través de un crédito en pesos con tasas competitivas, producto del mencionado acuerdo con BNA.

Aquellos que visiten el stand ubicado en la Expo y descarguen la App Voy Móvil, podrán acceder a la promoción ‘Voy a Ahorrar’ y recibir un descuento del 5% en la carga de combustibles en cualquiera de las estaciones de servicio de Voy.

Del mismo modo, habrá más beneficios para quienes se acerquen a dicho stand: con la compra de la Promo Agro Lubrax ( 12 unidades de ‘Top Turbo’, ‘Unitractor 10w30’, ‘Hydra XP 68’ y ‘GL5 80w90’), accederán a un precio promocional y recibirán un importante regalo de parte de la empresa.

“Se sabe que esta época del año es vital para el desarrollo del sector agrícola y los lubricantes para la maquinaria utilizada deben tener un nivel de calidad suficiente para afrontar cada uno de los trabajos. En este sentido, Lubrax brinda productos con alta resistencia a la oxidación y formación de espuma, que se adaptan para su uso en una amplia gama de temperaturas y condiciones de servicio”, precisaron desde la empresa.

Estación de Servicio de GNC remota

GAS es una novedosa tecnología de trasporte de gas comprimido que promete transformar la logística del sector hidrocarburifero a través de una alianza con la empresa estadounidense Catec Gases. Este equipamiento también podrá encontrarse en el stand de Voy dentro de ExpoAgro 2025.

A través de esta innovación, se permite el traslado desde Vaca Muerta mediante un sistema de remolques tubulares, denominado ‘gasoducto móvil’. Este, es capaz de abastecer a una estación de servicio, ofreciendo una solución eficiente y de bajo impacto ambiental, al permitir que el gas se transporte de forma segura y controlada en cilindros diseñados para maximizar la protección y la eficiencia en su funcionamiento.

Al optar por este sistema, se logra una logística simplificada y amigable con el medio ambiente, ofreciendo una alternativa de menor huella de carbono para la industria del fracking, según indicaron. Para aquellos que firmen una carta de intención de contratación en el marco del evento, la empresa otorgará una bonificación del 5% en los primeros seis meses de servicio.

Bull Trailer exhibirá su semirremolque con capacidad de 55.000 litros

Bull Trailer se presentará en la Expo con varias ofertas y una promoción exclusiva para los visitantes. La empresa desarrolladora de semirremolques exhibirá su más reciente incorporación a la flota. Se trata del ‘Modelo SR.55’, una cisterna con capacidad de 55.000 Litros, el único modelo fabricado en Argentina.

Este equipo de 55m3 y su disposición de ejes 1+1+1, hace que la carga máxima del conjunto sea de 55,5 toneladas. Esta diferencia es significativa, ya que, de esta forma, puede llevar un 26% más de lts. por viaje y maximiza la rentabilidad.

En tanto, dentro del evento se podrá adquirir el ‘Modelo SR.46.7’ con capacidad de 46.000 Litros. Este equipo está dividido en siete cisternas internas, con configuración de tres ejes en tándem fijos, desarrollada con sistema bottom loading y construido con caja de válvulas. Quienes quieran obtenerlo accederán a un precio promocional, pagando un 30% de anticipo y saldo restante en cuotas. La compra de este equipo podrá ser financiado mediante un crédito en pesos de Banco Nación.

, Redaccion EconoJournal

La planta de Profertil, principal fabricante de fertilizantes para cultivos del país, que está ubicada en Bahía Blanca, volverá a abastecerse de gas natural y retomará la operación entre el próximo jueves o viernes, según indicaron a EconoJournal allegados a la compañía. La planta tuvo que paralizar la producción por faltante de gas natural provocado por el temporal y las inundaciones que se produjeron el viernes pasado en esa localidad del sur de la provincia de Buenos Aires.

Profertil es una compañía que pertenece en partes iguales a YPF y la canadiense Nutrien. La planta productiva está ubicada en el puerto de Ingeniero White, una de las zonas más afectadas por el fuerte temporal. Este lunes comenzó con el proceso de puesta en funcionamiento de la planta.

“Como es habitual, estas maniobras se realizan según los protocolos de seguridad, y podría notarse mayor nivel sonoro y luminosidad en las antorchas de planta”, informó Profertil en un comunicado a raíz del freno en la producción.

Además de Profertil, el complejo gasífero General Cerri también quedó fuera de servicio el viernes pasado por las inundaciones en Bahía Blanca, puntualmente por el desborde del arroyo Saladillo García. La planta, operada por la compañía Transportadora Gas del Sur (TGS), está ubicada a 10 kilómetros de la ciudad. Por el temporal, el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) advirtió que podría haber merma en el suministro, aunque destacó que el abastecimiento a la demanda residencial está garantizado.

TGS informó en un hecho relevante enviado a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que la inundación «afectó totalmente la producción de líquidos (butano, propano, etano y gasolina) y parcialmente el transporte público de gas natural. Además, la transportista señaló que «si bien aún nos encontramos analizando la magnitud de los daños, y el tiempo de indisponibilidad que llevará la remediación y reparación, la sociedad está arbitrando todos los medios a su alcance para mitigar los efectos del evento, incluyendo la gestión
de los seguros correspondientes».

Los productores gasíferos del sur del país dejaron de inyectar volúmenes al Gasoducto San Martín, que transporta el hidrocarburo desde Tierra del Fuego hasta Bahía Blanca. Por este motivo, el Gasoducto Perito Moreno (ex GNK), que transporta producción de Vaca Muerta, está operando al 100% de su capacidad, según explicó una fuente del sector a EconoJournal.

Gas

El principal insumo de Profertil para producir urea granulada es el gas natural. La planta demanda 2,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas. La compañía petroquímica bastece el 50% del mercado local de urea, que se utiliza como fertilizante nitrogenado para la producción de cereales como el trigo, maíz, cebada, entre otros (no se usa para soja).

Con la creciente producción de gas en Vaca Muerta desde la compañía evalúan concretar el proyecto de ampliación de la planta de producción para abastecer el 100% del mercado local.

, Roberto Bellato

El presidente y CEO del Grupo Techint, Paolo Rocca, reflexionó sobre cómo las industrias reaccionarán a los cambios comerciales en un panel sobre politica industrial y comercial en el CERAWeek 2025, la principal conferencia de energía a nivel global. «Vemos la voluntad del gobierno de EE.UU. de introducir un nuevo orden comercial global, tenemos que entender hacia dónde está dirigido«, afirmo Rocca. También resaltó que la Argentina alcanzará una produccion de 1,5 millones de barriles diarios y que el potencial para exportar gas natural se mantiene en pie.

La aplicación de aranceles a las importaciones por parte de la administracion Trump y las respuestas de sus principales socios comerciales como Canadá y México amenazan con escalar de fricciones comerciales a una guerra comercial. El principal impacto está ocurriendo en las cadenas de valor, obligando a las empresas a relocalizarse en función de factores más políticos que de competitividad, ademas de generar una presión alcista en los costos fabriles. En ese sentido, esta semana comienzan a regir los aranceles generales del 25% sobre las importaciones de aluminio y acero.

El titular del grupo Techint trazó una comparativa entre el actual momento y lo que ocurrió con la creación del Tratado de Libre Comercio de America del Norte (TLCAN), concluyendo que las empresas realizarán rápidos movimientos para relocalizarse si la administracion Trump avanza con la imposición de aranceles más altos a la importación.

«Imaginemos cuando México, Canadá y Estados Unidos firmaron el TLCAN. Esto transformó la relación con los demás países a un ritmo muy rápido. En este caso, si Estados Unidos decide cambiar su política comercial y pasar a impulsar el regreso de la capacidad fabril, reaccionaremos a las sanciones y muchos en la industria harán lo mismo reposicionando activos en esta compleja cadena de suministro«, reflexionó Rocca.

«El reshoring (relocalización) de la capacidad industrial va en ese sentido. Pero quisiera que Estados Unidos lidere una alianza de países que compartan principios y que sean capaces de trabajar juntos en acaparar una gran parte del aparato industrial mundial. El desafío es que Estados Unidos transforme este orden mundial sin concentrarse solamente en su país», añadió.

Competencia desleal

Como en otras ocasiones, Rocca volvió a destacar los avances de China en las cadenas de valor relacionadas con la transición energética y reiteró su visión sobre la competencia desleal china en el mercado del acero y otros.

En ese sentido, el líder de Techint destacó la respuesta de EE.UU. en materia arancelaria. «El gobierno usa las tarifas para frenar la hegemonía china en transición energética y bajar su déficit, que es la contracara del crecimiento industrial chino de las últimas décadas», afirmó.

«El punto es que la nueva administración estadounidense tiene un ambicioso plan para contener, reestructurar y transformar este desequilibrio en el comercio y la industria, y será capaz de lograrlo», concluyó.

, Nicolás Deza

El gobierno de Neuquén le otorgó a YPF, la petrolera bajo control estatal, cuatro nuevas concesiones no convencionales en Vaca Muerta. Mediante esta decisión, el mandatario neuquino, Rolando Figueroa, dio lugar al pedido de la petrolera para reconvertir tres bloques a cuatro áreas de explotación no convencional. Se trata de la Angostura Sur I y II, Narambuena -un bloque que YPF comparte con Chevron-; y Aguada de la Arena.

Horacio Marín, CEO y presidente de YPF, aseguró: “Estos bloques nos permitirán aumentar la producción especialmente de petróleo con foco en la exportación. El inicio de las obras del oleoducto Vaca Muerta Sur es la llave para que aceleremos estos desarrollos que nos permitirán generar un aporte de divisas significativo para el país en los próximos años”.

Los nuevos permisos, que serán por 35 años, implicarán un desembolso de más de US$ 20 millones en favor de la provincia en concepto de impuestos y bonos de Responsabilidad Social Empresaria (RSE).

Desarrollo

Estas nuevas concesiones que permitirán incrementar la producción de la petrolera le permitirán a su vez impulsar un nuevo hub de producción en la zona norte de Neuquén, a través del bloque Bajo del Toro-Narambuena, que se sumaría al de Loma Campana.

Los bloques la Angostura Sur I y II se desprenden de la concesión de Loma la Lata. El primero tiene 249 kilómetros cuadrados y el segundo 103,4. Ambosestán ubicados dentro de la ventana de petróleo de Vaca Muerta.

Por su parte, Narambuena es un desprendimiento de Chihuido de la Sierra Negra y posee 212,8 kilómetros cuadrados y Aguada de la Arena se ubica dentro de la ventana de gas de Vaca Muerta y posee 111 kilómetros cuadrados.

, Redaccion EconoJournal

HOUSTON.- El CEO de Chevron, Mike Wirthm, expuso este lunes en el CERAWeek sobre la reestructuración global que están encarando con el objetivo de sumar valor a los activos de la empresa. La major, una de las dos mayores productoras de hidrocarburos de EE.UU., adquirió en los últimos años una serie adquisiciones millonarias. Una de las más resonantes fue la compra de Hess Corporation, una de las principales operadoras independientes de Norteamérica, a cambio de US$ 53.000 millones. La operación, anunciada en 2023, se terminó de homologar recién en el último cuatrimestre del año pasado. Chevron apunta ahora recalibrar su estructura operativa para monetizar y poner en valor su porfolio de activos. Una de las apuestas centrales de la petrolera pasa por la implementación de herramientas de inteligencia artificial en el negocio, cuyo crecimiento en los próximos años ocurrirá principalmente en los Estados Unidos, en sintonía con el pedido del presidente de Donald Trump de incrementar la produccion de hidrocarburos.

Chevron registró una produccion anual de hidrocarburos de 3,3 millones de barriles de petróleo equivalentes por dia en 2024, un nuevo récord. «Estamos distribuyendo efectivo a los accionistas como nunca antes y estamos preparados para que, en los próximos años, el flujo de caja libre aumente en 10.000 millones de dólares en relacion a un precio del petróleo de 70 dólares», graficó Wirth sobre el buen momento de la compañía.

La produccion de Chevron creció un 7% en 2024, impulsada por su desempeño en Permian, la principal formación de shale oil de EE.UU. Wirth enfatizó la importancia de EE.UU. en los planes de crecimiento de la empresa. «Nuestras oportunidades de mayor retorno de la inversión se concentran desproporcionadamente en Estados Unidos y América. Por eso es allí donde estamos invirtiendo. Es allí donde estamos viendo crecimiento«, analizó el directivo, que apenas hizo una mención lateral a Argentina, donde es la petrolera multinacional que más ha invertido en Vaca Muerta en los últimos 10 años, con desembolsos por más de 6000 millones de dólares.

Restructuracion global e IA

A pesar del buen momento productivo y las perspectivas de crecimiento, el CEO de Chevron explicó que estan lanzando una reestructuracion global de la compañía en busqueda de una mayor eficiencia.

Wirth explico que la compania esta estructurada con una orientacion muy geográfica, con grandes unidades de negocio en todo el mundo que tienen una gran autonomía en la toma de decisiones y con muchos recursos disponibles para realizar ingeniería, trabajos técnicos, y demas.

El cambio que se busca es agrupar esas capacidades en lugares que sean más eficientes. «No basta con compartir las mejores prácticas. En realidad, necesitamos impulsar la estandarización de las mejores prácticas en una cartera tan grande», dijo.

Siguiendo esa direccion, Chevron comenzo a integrar herramientas de inteligencia artificial a lo largo de la compania. Esto es posible gracias a un convenio con el MIT por el que Chevron financio la formacion en IA de decenas de trabajadores de la compa;ia a lo largo de varios años.

«Eso es lo que hemos estado haciendo durante siete años. Tenemos alrededor de 150 empleados más. Creo que nos ayudará a medida que comenzamos a integrar herramientas de inteligencia artificial en nuestro negocio. Y creo que podemos identificar en dónde aplicarlas», dijo Wirth.

, Por un enviado especial

El secretario de Energía de los Estados Unidos, Chris Wright argumentó que las políticas de la administración Biden sobre el cambio climático encarecieron los precios de la energía. Wright defendió el mandato del presidente Donald Trump de trabajar para abaratar la energía para las industrias y los hogares durante su exposición en la apertura del CERAWeek, el principal evento energético del mundo que tiene lugar en Houston. En ese sentido, se mostró complacido con la decisión de algunos países de la OPEP+ de poner fin a los recortes voluntarios de producción de petróleo y afirmó que los productores de shale en EE.UU. son competitivos aún si los precios del barril bajaran a US$50.

La administracion Trump viene dejando en claro que busca desarmar las politicas que condicionan la actividad privada en función del cumplimiento de objetivos climaticos. Sin negar las emisiones de CO2 y el calentamiento global, Wright reforzó la linea argumentativa según la cual las politicas climaticas no deben estar por encima del desarrollo humano.

«Hemos aumentado la concentración atmosférica global de CO2 en un 50% en el proceso de duplicar con creces la esperanza de vida humana, sacando a casi todos los ciudadanos del mundo de la pobreza extrema. Todo en la vida implica trade offs. Las respuestas al cambio climático traen consigo su propio conjunto de concesiones mutuas. La administración Trump pondrá fin a las políticas irracionales y cuasi religiosas de la administración Biden sobre el cambio climático«, disparó el titular de la cartera de energía.

Para el gobierno la principal consecuencia de las políticas climáticas fue un aumento en los precios de la energía y consecuentemente en el costo de vida de los hogares. «Más del 20% de los estadounidenses tienen dificultades para pagar sus facturas de energía y aproximadamente el 10% ha recibido una notificación de desconexión de servicios públicos en los últimos 12 meses. Piense en eso por un momento. La última administración aplicó imprudentemente políticas que seguramente harían subir los precios de la electricidad«, dijo Wright.

El funcionario incluso llegó a establecer un vínculo directo entre las energías renovables y el aumentos de los precios de la electricidad. «En todos los lugares en donde la energía eólica y solar han penetrado significativamente los precios en la red aumentaron y la estabilidad de la misma disminuyó. ¿Esta vía realmente va a dejar al gas natural en el pasado?», lanzó.

Barril competitivo a US$ 50

En un diálogo con Financial Times previo a su exposición, Wright argumentó que los productores de shale oil en EE.UU. pueden aumentar la producción inclusive si el crudo bajara a US$ 50 por barril.

«La nueva oferta hará bajar los precios. Las empresas innovarán, harán bajar sus precios y los consumidores y proveedores se moverán de un lado a otro», dijo el funcionario al medio británico.

Complacido con la OPEP

Algunos Estados miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo y aliados (OPEP+) anunciaron recientemente el fin de sus recortes voluntarios de producción de crudo. Wright dijo que estaba satisfecho con el fin de estos recortes, algo que el propio Trump les había pedido hacer apenas asumió la presidencia en enero.

Arabia Saudita, Rusia, Irak, Kuwait, los Emiratos Árabes Unidos, Argelia, Kazajstán y Omán acordaron comenzar a revertir sus recortes voluntarios de producción de 2,2 millones de bpd durante un período de 18 meses entre abril de 2025 y septiembre de 2026. El plan también incluye un aumento de 300.000 barriles diarios en el objetivo de producción de los Emiratos Árabes Unidos durante el mismo período.

El funcionario de la administración Trump les dijo a los medios presentes en Houston que estaba contento de que la OPEP+ inyecten mas barriles al mercado y agrego que más energía es buena para el mundo. Wright también dijo que el presidente Trump podría potencialmente eximir de aranceles al petróleo de Canadá en abril. EE.UU. dispuso aplicar un arancel de 10% sobre el petróleo crudo importado de Canadá y de 25% sobre el mismo producto proveniente de México.

, Nicolás Deza

De cara a una nueva edición del CERAWeek, la principal conferencia del sector energético a nivel mundial que comienza este lunes en Houston, Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, adelantó detalles del programa de desarrollo de petróleo en Los Toldos II, la nueva apuesta de la petrolera del grupo Techint en Vaca Muerta, mediante la incorporación de un nuevo equipo de perforación a partir de octubre de este año, y al mismo tiempo analizó, con una mirada realista, cuánto podría contribuir una apertura del frente cambiario de la Argentina a la captura de nuevas inversiones en la industria energética.

También se mostró optimista acerca de la posibilidad de poder atraer a nuevas empresas internacionales a Vaca Muerta, tal vez no de las grandes majors, pero sí de compañías que integran ‘el second TIER‘, en referencia a las operadoras independientes. En esa clave, Markous destacó la productividad de Vaca Muerta para absorber las oscilaciones del precio internacional del petróleo, que a principios de febrero llegó a sobrepasar los US$ 80 y apenas 30 días después orilla los 70 dólares. “Podemos desarrollar Vaca Muerta con un precio del petróleo de 60 dólares e incluso con un barril que esté en torno a los US$ 50. La ventaja de la Argentina frente a otros shales de EE.UU. es que es más resiliente a precios más bajos de petróleo”, destacó el máximo directivo de Tecpetrol en diálogo telefónico con EconoJournal, que viajó a Houston para realizar una cobertura especial del CERAWeek. Markous, que anticipó que Tecpetrol presentará en la conferencia una start-up dedicada a la producción de hidrógeno azul para la industria siderúrgica, será uno de los pocos argentinos que participará como speaker de la conferencia que reúne a los principales líderes privados y del sector público a nivel internacional.

¿Cómo están avanzando en materia de inversión con el desarrollo de shale oil en Los Toldos II en 2025/2026?

-El proyecto está lanzado. Ya adquirimos dos módulos de procesamiento de Propak, entre los dos son US$ 250 millones. Techint Ingeniería y Construcción está movilizando la zona en Rincón de los Sauces haciendo caminos y locaciones. Lo primero que vamos a tener que hacer es el acueducto para poder alimentar los equipos de terminación una vez que se empiece a perforar. Estamos cerrando dos contratos con Nabors para traer dos equipos más de perforación, con lo cual el ramp-up ya está lanzado. Claramente, en función de cómo impacto la macroeconomía, puede ser que tenga algún impacto en la velocidad del desarrollo. Por ahora, no. El primero de los equipos estará para octubre de este año y el segundo para el primer trimestre de 2026.

¿Qué diferencias encuentra entre el CeraWEEK de este año con el de 2024?

-Creo que lo distinto es que Vaca Muerta hoy tiene un ritmo de desarrollo más importante. Aún en las malas épocas de la macroeconomía argentina, Vaca Muerta se consolidó porque el subsuelo superó las expectativas. Si se sigue en esta línea hacia la baja de la inflación y del riesgo país y se logra eliminar el cepo se acelerará la producción. Prueba de esto son los equipos de fractura que están ingresando al país. Uno de los objetivos de viajar al CERAWeek es mostrar a Vaca Muerta como un play importante, de modo tal de interesar a las empresas de servicios, incluso a competidores del ‘second TIER’ second tier, ya que las empresas del ‘first TIER’ parecen estar yéndose como en el caso de ExxonMobil o Equinor. En las del second TIER, en cambio, nos están mirando.

A su vez, será importante mencionar los intercambios de gas natural con Chile. Hace dos años que estamos exportando hacia el país vecino volúmenes importantes en el verano que rondan los 8 y 9 millones de m3 diarios (MMm3/d) y tenemos números constantes en invierno. Y la interconexión con Brasil es relevante porque es una forma de exportar gas o importar energía eléctrica para abaratar costos.

¿Cree que hay posibilidades concretas de que las empresas que integran el ‘second TIER’ inviertan en Vaca Muerta en el corto plazo? Parece haber cierta cautela de las empresas internacionales a la hora de aumentar su exposición en el país.

-El gobierno argentino tiene el desafío de interesar al second TIER. Las empresas internacionales ven a Vaca Muerta y a los recursos como algo extraordinario, pero todavía falta seguir trabajando sobre la macroeconomía. Si bien hay progresos, todo esto (por el desarrollo a gran escala) se dará cuando se levante el cepo porque eso le de tranquilidad a los inversores con relación a poder sacar los dólares.

En la campaña presidencial de 2023, cuando el levantamiento de las restricciones cambiarias era un tema de agenda electoral, desde Tecpetrol y otras empresas se planteó que Vaca Muerta podía cumplir un rol central en esa meta porque era de los pocos sectores que podía traccionar el ingreso de dólares. ¿Cómo evalúa, en esa clave, el escenario cambiario del país?

-Creo que levantar el cepo es una cuestión de etapas y se irá dando de forma parcial. Vaca Muerta ayudará para que ingresen los dólares. En 2024, hubo US$ 4.500 millones de superávit energético. Para este año se proyecta un número que estará alrededor de los US$ 8.500 y US$ 10.000 millones. Ese número va a seguir subiendo en la medida en que se levante la restricción de transporte y evacuación de petróleo y se encuentren nuevos mercados para el gas natural.

¿Qué le preocupa más? ¿Que se termine de estabilizan la macroeconomía local o que el precio del Brent, que antes de que asuma Donal Trump había superado los 80 dólares y un mes después cotiza cerca de US$ 70, no continúa bajan?

-Las dos cosas. Una ventaja de ir al CERAWeek es poder analizar la geopolítica global y ver cómo está impactando el precio del petróleo a partir de la agenda de aranceles de Trump y al mismo tiempo, ver cuánto incide la guerra entre Rusia y Ucrania y el conflicto comercial entre EE. UU y China vinculado a las tarifas de aranceles de EE.UU. Todos esos componentes contribuyen a que el precio del petróleo está fluctuante. La ventaja de la Argentina es que es más resiliente a precios más bajos de petróleo.

El problema que podemos tener está relacionado con el financiamiento. Si hay inflación en EE. UU va a ser más cara la tasa de interés. Nosotros e YPF, Pampa Energía, Vista y Pan American Energy emitimos bonos a fin de año para empezar con proyectos de desarrollo de Vaca Muerta. La pregunta es cual será la tasa de interés sobre la que vamos a poder endeudarnos a lo largo de este año y el que viene para desarrollar los oleoductos y proyectos. La Argentina debería ser resiliente a una baja del precio del petróleo. Podemos desarrollar Vaca Muerta con un precio del petróleo que esté en torno a los US$ 50.

Otro tema que me preocupa es el aumento de los costos en dólares. Las provincias, los sindicatos y las empresas tenemos que ajustarnos. No es una época de tirar manteca al techo, sino de ajustarnos porque los costos en dólares han subido y tenemos que ver cómo mantenerlos. El tema del cepo creemos que se va a superar con el tiempo. Podrá ser algo de manera parcial, pero en el futuro vemos a una Argentina exportando más petróleo, seguramente más de un millón de barriles en cinco o seis años.

En un escenario hipotético en el que se registre una baja fuerte del precio del crudo y que este se ubique cerca de los 60 o 55 dólares, ¿se podría avanzar con un desarrollo masivo de petróleo en Los Toldos II o la inversión se podría frenar?

-Obviamente el proyecto va a tener una rentabilidad menor, pero cuando nosotros arranquemos creo que vamos a tener una estabilización del precio. Lo que es seguro es que con un precio en torno a los US$ 60 el proyecto se puede desarrollar.

Respecto al cepo, uno observa que las compañías locales, más allá de la incertidumbre económica, entraron en una carrera para posicionarse estratégicamente en Vaca Muerta. Lo vimos en el proceso de venta de las áreas de ExxonMobil, que finalmente fueron adquiridas por Pluspetrol. ¿Por qué las empresas con accionistas argentinos tiene vocación de ampliar el porfolio en Vaca Muerta pese a que todavía hay una restricción cambiaria fuerte?

-Creemos que esa restricción se va a levantar y Vaca Muerta es una oportunidad en un play a nivel mundial. Aún con gobiernos que distorsionaban la macroeconomía, el play pudo crecer. Con gobiernos como este que quiere estabilizar la macroeconomía, va a funcionar aún mejor. Entiendo que para los extranjeros es más difícil creer dada la historia del país. Los argentinos somos más optimistas y estamos acá.

¿Cuándo espera tener más claro el escenario macroeconómico?

-Esto es día a día. Creo que, a fin de año, teniendo en cuenta lo que dijo (Javier) Milei acerca de levantar el cepo de forma parcial o totalmente, sumado a que ya habrá transcurrido el primer año de gestión de Trump y eso nos permitirá ver cómo impacta su gestión en la geopolítica gloabl, tendremos el escenario estará más claro.

Por eso es bueno el CERAWeek para juntarse con players internacionales y con representantes de otros países. En lo personal, voy a participar de un panel en el que estarán representantes de Colombia y México. Esperemos que esos países también puedan desarrollar el shale y que empresas argentinas que tienen experiencia acá puedan repetirla en esos mercados.

¿Cómo ve la percepción internacional hacia la Argentina? ¿Ve un cambio u observa cierta cautela?

-Creo que las majors van más en esa segunda línea. Analizan cómo va la Argentina. Los locales somos más optimistas y vemos a Argentina mejor. América Latina no tuvo mucha presencia en la edición anterior del CERAWeek. Es importante elevar esa presencia y que los países como Argentina, México, Brasil y Colombia empiecen a jugar un papel importante en la agenda energética del mundo y en la producción de petróleo.

¿Cuál es el aporte de participar en un evento como el CERAWeek?

-Además de las charlas, uno tiene contactos, reuniones formales e informales con representantes de todo el mundo. Armamos reuniones para aprovechar el tiempo. En un periodo corto de cuatro días podemos ver a un montón de empresas que por otras vías llevaría mucho tiempo encontrarlas. Permite un tipo de contacto directo y fluido. Me aporta en la visión general, el saber cómo analizan el escenario las majors, los gobiernos. También, sirve para saber hacia dónde va el petróleo, la energía, la agenda de transición e innovación.

Nosotros desde Tecpetrol vamos a lanzar nuestra propia start up este año. Estamos levantando fondos y vamos a presentar el proyecto en la conferencia. La empresa se llama Tulum y está dedicada a explorar la explotación de hidrógeno azul (a partir dle gas natural) para la industria del acero.

¿Cuáles de los temas que dejó la edición anterior del CERAWeek le parecen relevantes y sobre los que Argentina debería trabajar?

-Un tema clave es seguir la evolución del mercado LNG y ver cómo puede impactar en la geopolítica. Si termina la guerra entre Rusia y Ucrania podría volver el gas ruso a Europa y eso podría hacer bajar los precios porque el mercado europeo se va a saturar un poco más y ese LNG tendría que ir a Europa y Asia.

, Nicolas Gandini

Chevron y Shell, las dos empresas multinacionales con más exposición en Vaca Muerta, formalizaron la semana pasada su incorporación al vehículo societario que llevará adelante la construcción del Vaca Muerta Sur (VMOS), un megaproyecto que prevé el tendido de un oleoducto de más de 430 kilómetros desde Neuquén hasta las costas de la provincia de Río Negro y la instalación de una terminal de exportación en Punta Colorada. Se trata, en los hechos, de la mayor obra de infraestructura para apuntalar el desarrollo de petróleo en Vaca Muerta durante los próximos años.

Si bien Chevron y Shell integraban el esquema asociativo original con el que YPF y otras cuatro petroleras locales vienen trabajando desde hace tiempo —de hecho, directivos de ambas compañías firmaron a mediados de diciembre del año pasado el acuerdo de lanzamiento de la iniciativa en las oficinas de YPF en Puerto Madero—, restaba la firma de los contratos de incorporación definitiva; una instancia que se terminó de homologar la semana pasada, según indicaron a EconoJournal fuentes privadas.

“Para compañías majors como estas, la toma de decisiones es más compleja porque precisan del aval de sus casas matrices, algo que siempre les lleva más tiempo que a las empresas con accionistas argentinos”, explicó un alto directivo que participa del proyecto. En la práctica, agregó, la presencia en carácter de socios de Shell y Chevron representa un fuerte espaldarazo por el VMOS porque contribuirá significativamente a poder conseguir financiamiento internacional para la obra, que demandará una inversión total de más de US$ 2500 millones. “La presencia de dos empresas multinacionales de este calibre facilitará la estructuración del project finance para obtener créditos a tasas bajas en el exterior. No es un tema menor”, explicó la misma fuente.

El esquema original prevé que las siete empresas socias del VMOS —YPF, Pluspetrol, PAE, Vista, Pampa, Chevron y Shell— solventen con equity el 30% del costo del proyecto, en tanto que el 70% restante se estructurará con créditos de bancos y entidades internacionales.

En lo político, la incorporación de Chevron y Shell puede interpretarse como un claro respaldo institucional al proyecto, dado que el aval de las empresas multinacionales se produjo después de que se generara un contrapunto con la gobernación de Río Negro, que negocia la inclusión de algún instrumento recaudatario para participar de la renta del proyecto. Aunque algunas petroleras cuestionaron ese planteo, lo concreto es que si Shell y Chevron continuaron adelante y confirmaron su participación es una señal de que diferendo entre las partes podría resolverse en los próximos días.

El proyecto

El VMOS permitirá transportar más de 500.000 barriles por día de petróleo, con la posibilidad de incrementar esta capacidad a 700.000 barriles, en caso de ser necesario. El emprendimiento fue el primero en presentarse para obtener los beneficios del RIGI. YPF, PAE, Pluspetrol, Vista, Pampa Energía comprometieron, en conjunto, aproximadamente más de 350.000 bbl/d de capacidad. Chevron y Shell, que oficializaron su participación la semana pasada, sumarán más de 230.000 barriles diarios adicionales.

Desde las petroleras destacaron en diciembre pasado que “la concreción de esta obra de transporte es estratégica para el desarrollo de Vaca Muerta y, junto a otras iniciativas, permitirá abrir la puerta para la exportación con el objetivo de lograr 15.000 millones de dólares de ingresos anuales para el país en los próximos años, que con sus expansiones podría llegar a más de 20.000 millones de dólares”.

, Nicolas Gandini

Aumentar la producción de hidrocarburos en los Estados Unidos para garantizar el acceso a energía barata y segura para la producción fabril. Este es uno de los conceptos rectores de la política económica de la administración de Donald Trump que dos de sus funcionarios de primera línea defenderán en el CERAWeek 2025, el principal evento energético mundial del año que comienza este lunes en Houston. Su desafío será convencer a una industria energetica escéptica de los incentivos para perforar y que esta más atenta a las derivaciones de la guerra de aranceles desatada por el gobierno.

«Drill baby, drill» es la frase con la que Trump sintetizó en la campaña electoral cuál es el camino para abaratar los costos energéticos. El secretario del Tesoro, Scott Bessent, se encargó de ponerle una cifra a esa expectativa al hablar de la necesidad de producir un adicional de “3 millones de barriles de petróleo equivalente por día (boepd)”. La producción de petroleo crudo en EE.UU. promedió 13,2 millones de bpd en 2024, estableciendo un nuevo record anual.

Por supuesto que los responsables de explicar cuál es la agenda sectorial para arribar a esa meta seran los secretarios de Energia, Chris Wright, y de Interior, Doug Burgum, quienes participarán como oradores en el CERAWeek.

Trump nombró a Burgum como presidente y a Wright como vicepresidente del Consejo Nacional de Dominancia Energetica, una mesa creada para alinear y subordinar a todos los departamentos y las agencias federales detrás de la política energetica del presidente. La industria espera que Wright y Burgum otorguen algunas definiciones sobre un plan energetico que presentaran al presidente antes de junio.

«El presidente Trump creó el Consejo Nacional de Dominancia Energética para maximizar el uso de los amplios recursos energéticos de Estados Unidos, lo que permitiría reducir los precios de la energía. Los precios del petróleo crudo han caído más del 5% desde que el presidente Trump asumió el cargo«, destaco la Casa Blanca en un comunicado publicado dias atras.

Guerra de aranceles

Por el momento, los objetivos trazados por el gobierno no coinciden con la visión de la industria petrolera, que sigue privilegiando la disciplina de capital por sobre el crecimiento de la producción de petróleo crudo. La divergencia sera aún mayor si Trump empuja escenarios con potencial impacto a la baja en los precios del crudo, como puede ser una guerra comercial con sus socios tradicionales.

Las potenciales derivas de los aranceles a las importaciones sobre toda la cadena de valor de la industria petrolera generan particular atencion por el posible aumento de costos. Sin ir mas lejos, esta semana comenzará a regir el arancel de 25% sobre las importaciones de acero y aluminio, dos insumos relevantes. Los precios de los tubos de acero para las perforaciones petroleras treparon un 10% entre octubre y febrero, segun los relevamientos de precios de Argus Media.

Igual o más relevante aun son los aranceles del 10% sobre el petróleo importado de Canada y de 25% sobre el crudo mexicano que entraron en vigencia. Las refinerías en el medio oeste de EE.UU. verán reducidos sus márgenes empresariales o, en el peor de los casos, trasladarán el costo de los aranceles al surtidor, debido a la importancia crucial del crudo canadiense en sus operaciones. El American Petroleum Institute, la principal asociacion en representacion de la industria petrolera, presionó para que el gobierno redujera los aranceles al petroleo canadiense, incialmente fijados en 25%.

Otras inquietudes son de orden macroeconomico. El presidente de la Reserva Federal, Jerome Powell, afirmó que aun es prematuro para evaluar si la politica de aranceles sera inflacionaria. Powell añadió que las decisiones comerciales tomadas por Trump en su primera presidencia no tuvieron efectos inflacionarios pero si causaron una desaceleracion del crecimiento economico mundial.

En cualquier caso, todos los actores se preguntan cuál es el fin ultimo del gobierno con los aranceles. El poder ejecutivo esquiva cualquier definicion sobre la duracion de los mismos. El secretario del Tesoro llamó a las empresas manufactureras a no guiar sus decisiones de inversion en EE.UU. especulando con la temporalidad de los impuestos a las importaciones. En cambio, puso el foco en la importancia de tener acceso a energía barata.

«Creo que la mayoría de los CEOS ven que los aranceles son la palabra del momento, pero en realidad creo que lo que determinará el comportamiento corporativo será si tenemos una buena política fiscal. ¿Podemos hacer que la Ley de Reducción de Impuestos y la Ley de Empleos sea permanente? ¿Estamos creando seguridad energética para que tengan acceso a energía barata? ¿Vamos a desregular?», analizó Bessent en una entrevista reciente con CNBC.

, Nicolás Deza

Líderes de la industria energética están en Houston para participar de una nueva edición del CERAWeek, el mega evento del año del sector energético mundial que comienza este lunes. La asunción de una nueva administración en los Estados Unidos marcará el pulso de un evento que aglutinará a empresarios y directivos de las principales empresas y funcionarios de alto nivel a debatir las estrategias energéticas frente a un mundo complejo.

El alineamiento entre la política energética de los EE.UU. y la realidad de los mercados, la encrucijada energética y de seguridad en Europa a partir de los acontecimientos recientes en la guerra en Ucrania, las estrategias para el upstream en un mundo complejo, las perspectivas de la industria del gas natural en Latinoamérica y los mercados eléctricos en la región y en EE.UU. serán algunos de los tópicos protagonistas en esta edición, que será cubierta por EconoJournal desde Houston.

El evento, que es organizado y presentado por S&P Global, abrirá este lunes con un diálogo entre el secretario de Energía de los EE.UU., Chris Wright y el vicepresidente de S&P Global, Daniel Yergin. Durante la jornada también habrá exposiciones de los CEOs de Shell, Wael Sawan, de Chevron, Michael Wirth, y de Saudi Aramco. Tambien expondrá el presidente y CEO del Grupo Techint, Paolo Rocca, en un panel sobre políticas industrial y comercial globales.

El gobierno de Javier Milei tambien estará presente a través del secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel Gonzalez, que hablará en una sesión centrada en la transformacion económica y energética de la Argentina.

El sector energético en Latinoamérica será un tema de conversación en distintos paneles y exposiciones. El martes tendrá lugar un panel sobre sustentabilidad y crecimiento en Latinoamérica con la participación del CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous. Ese mismo día, el presidente de E&P de Tecpetrol, Ricardo Ferreiro debatirá en un panel sobre competitividad del upstream en la región.

Nuevas estrategias energéticas

La nueva edición del CERAWeek focalizará en cómo los grandes cambios en las políticas, la tecnología y la geopolítica están transformando el panorama energético mundial. Los nuevos gobiernos, el poder transformador de la inteligencia artificial y los conflictos latentes en todo el mundo son algunas de las muchas fuerzas complejas que influyen en las estrategias de las empresas y los mercados para satisfacer las necesidades energéticas del mundo.

La industria prestará especial atención a lo que puedan decir los funcionarios de la administración del presidente Donald Trump invitados a exponer. Se espera que el titular de la cartera energética, Chris Wright y el secretario del Interior, Doug Burgum realicen una encendida defensa de los aranceles y del objetivo oficial de reducir los costos energéticos.

, Nicolás Deza

El complejo gasífero General Cerri quedó fuera de servicio este viernes por el fuerte temporal que provocó inundaciones en la ciudad de Bahía Blanca. Por este motivo, el Ente Nacional Regulador de Gas (Enargas) informó que hubo “una reducción en el suministro de gas natural”, aunque aclaró que “el gas para la demanda prioritaria (hogares, hospitales, colegios, comercios) está garantizado”.

La planta General Cerri está ubicada en las afueras de Bahía Blanca y es operada por la compañía Transportadora de Gas del Sur (TGS). En el complejo se procesa y almacena gas natural y se produce etano, propano, butano y gasolina. Hasta el momento no se conoce por cuánto tiempo la planta permanecerá fuera de servicio.

Por la merma en el suministro, el Enargas tomó dos medidas “en el marco de las Pautas de Despacho vigentes”:

• Cambiar la generación de electricidad de gas a combustibles líquidos, resguardando el abastecimiento eléctrico.

• Restringir el suministro de gas a servicios que pueden ser interrumpidos, en aquellos casos en que esta medida resulte útil.

Por último, Enargas remarcó que “está monitoreando la situación junto con la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación, TGS y TGN (Transportadora Gas del Norte) para restablecer el suministro normal lo antes posible”.

, Redaccion EconoJournal

YPF, la petrolera bajo control estatal, presentó los resultados del primer año de gestión bajo los lineamientos del Plan 4×4. Durante 2024, la producción shale promedió los 122.000 barriles diarios, lo que significó un 26% de crecimiento respecto al año anterior. A su vez, en los últimos meses del año pasado, la producción alcanzó los 138.000 barriles diarios.

Las exportaciones de petróleo, que fueron dirigidas principalmente a Chile, promediaron los 35.000 barriles diarios en 2024, un 174% superiores al año anterior. Las reservas de shale P1 de Vaca Muerta fueron de 854.000 barriles de petróleo equivalentes (boe) en 2024, un crecimiento del 13% respecto al año anterior. Hoy representan el 78% del total de reservas de la compañía.

Otros resultados

La tasa de reemplazo de reservas fue de 1,9x, lo cual implica que las actividades shale de la compañía durante el 2024 permitieron que las reservas crezcan casi al doble de lo que se extrajo, explicaron desde la petrolera que preside Horacio Marín.

El EBITDA ajustado creció un 15% alcanzando los US$ 4.654 millones. Desde la empresa explicaron que esto estuvo “impulsado principalmente por la recuperación del precio local de los combustibles, los crecientes ingresos por exportaciones de petróleo y la expansión del shale oil”.

El desempeño de 2024 incluye alrededor de (-US$300 millones) de campos maduros y (-US$85 millones) por clima adverso en Patagonia para la producción convencional.

Inversiones

 Las inversiones alcanzaron los US$ 5.041 millones durante el año pasado. El 63,5% fueron destinadas al no convencional, mayoritariamente en Vaca Muerta. Además de los dos bonos internacionales emitidos en 2024 (enero: US$800 millones con respaldo de exportaciones a 7 años con rendimiento del 9,75% y septiembre US$540 millones sin garantía a 7 años con rendimiento del 8,75%), la compañía emitió en enero de 2025 US$ 1.100 millones en un bono internacional sin garantía a nueve años con rendimiento del 8,5% para refinanciar US$ 757 millones y adquirir el 54% de Sierra Chata, uno de los bloques gasíferos más prospectivos en Vaca Muerta.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno publicó este miércoles en el Boletín Oficial el decreto 146 que modifica la forma en que se actualiza la carga impositiva sobre los combustibles. Se trata del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC), que grava la venta de naftas y gasoil en el país. En la práctica, el decreto lo que hace es reducir el ritmo de actualización impositiva. Hasta enero había subido 10 pesos por litro y a partir de este mes aumentó 5 pesos por litro.

En rigor, el decreto disminuye el impacto de los impuestos en el precio final de los combustibles. Con esta medida el gobierno pretende que el aumento en los surtidores sea menor todos los meses y poder quitarle presión a la inflación, un objetivo central en la política económica oficial.

El decreto está firmado por el presidente Javier Milei, el jefe de Gabinete, Guillermo Francos, y el ministro de Economía, Luis Caputo. En los hechos, el Poder Ejecutivo difirió parcialmente la actualización impositiva correspondiente al primer trimestre de 2024 y aplazó en su totalidad la del segundo, tercer y cuarto trimestres del año pasado.

Impuestos

El IDCL y el IDC son tributos que se actualizan de manera trimestral en los meses de enero, abril, julio y octubre de cada año en base al Índice de Precios al Consumidor (IPC) del Indec, considerando las variaciones acumuladas de ese índice desde enero de 2018.

La recuperación del valor atrasado del ICL y el IDC es un tema que el gobierno libertario heredó de la gestión de Alberto Fernández, que postergó fuertemente la carga impositiva sobre los combustibles. Por este motivo, el gravamen todavía tiene un remanente que se debe actualizar. La forma de completarlo era mediante un incremento de 10 pesos por litro por mes. Pero el gobierno ahora prefirió reducir a la mitad el ritmo de actualización.

Con la implementación de esta política para evitar presionar más al precio en surtidor, el gobierno acepta perder recaudación fiscal. A partir de mayo, el Poder Ejecutivo publicó nueve decretos (375, 466, 554, 681, 770, 863, 973, 1059 y 1134) por los cuales incrementó de manera parcial los impuestos, postergando, de este modo, la actualización completa del gravamen.

Mediante el decreto 51 de fines de enero, el Poder Ejecutivo ya había diferido la actualización del ICL y el IDC que debía aplicarse en febrero, que significó una pérdida de la recaudación fiscal de US$ 181 millones solo correspondiente a ese mes.

Según el informe semanal de febrero de la consultora Economía y Energía, dirigida por Nicolás Arceo, siguiendo la normativa el impuesto el mes pasado debió representar 408 pesos por cada litro de nafta. Sin embargo, la carga del gravamen explicó 227 pesos. En cuanto al gasoil, el ICL y el IDC en febrero debieron explicar 264 pesos por litro, sin embargo la carga impositiva representó 165 pesos.   

, Roberto Bellato

En un contexto global donde la descarbonización y la estabilidad del suministro eléctrico son prioridades, la combinación de distintas tecnologías de generación de energía y almacenamiento se han convertido en un factor clave para la sostenibilidad y eficiencia energética. La variabilidad de las fuentes renovables, como la solar y la eólica, requiere soluciones inteligentes que permitan garantizar un suministro confiable y optimizar el rendimiento de los sistemas eléctricos.

En respuesta a estos desafíos, BLC Power Generation, empresa del grupo BLC Global, ofrece soluciones innovadoras que se adaptan e integran diversas tecnologías para maximizar la eficiencia y rentabilidad de los proyectos energéticos, según detallaron.

Con más de 30 años de experiencia en el desarrollo de sistemas de monitorización, control y gestión de activos de generación de energía, la empresa ha participado en proyectos híbridos en la Argentina, Colombia, Perú y Estados Unidos. “El enfoque en la integración de tecnologías híbridas y la capacidad de adaptación posicionan a la compañía como un socio clave en el desarrollo de este tipo de proyectos”, destacaron desde la firma.

Proyectos que transforman el futuro energético

Las soluciones de BLC Power Generation se adaptan a distintos tipos de generación eléctrica, permitiendo integrar múltiples fuentes de energía para optimizar la eficiencia, estabilidad y rentabilidad de las operaciones.

Uno de los proyectos más destacados de los últimos años es la Microgrid Campus Thomas Aquinas College, en Estados Unidos. BLC Power Generation brindó un sistema para controlar y gestionar toda la energía del campo, que integra diferentes tecnologías como microturbinas de gas, paneles solares y baterías de almacenamiento.

Además, la empresa participó en el Complejo Cañahuate I de la minera Drummond en Colombia, donde integramos el Parque Solar Fotovoltaico Cañahuate l, con una capacidad de 65 MW, con turbinas térmicas y toda la red eléctrica del complejo minero.

También en Colombia, BLC Power Generation implementó su solución Optimum PG – EMS desarrollada específicamente para el manejo de baterías, en el Parque Solar La Martina, la primera granja solar del país equipada con un sistema de almacenamiento de energía a gran escala. Gracias a la implementación de baterías, este parque puede generar hasta 2.200 MW adicionales cada año, marcando un hito sin precedentes en el sector eléctrico del país.

En Perú, en el complejo industrial Yura, BLC Power Generation implementó sus soluciones para controlar y gestionar la energía de la planta integrando el Parque Solar Yura de 30MW con la central térmica existente.

En la Argentina, en el complejo petrolero Manantiales Behr, la empresa integró el Parque Eólico Manantiales Behr, emplazado sobre un yacimiento de gas y petróleo en operación, combinando infraestructura eólica con subestaciones de alta y media tensión y una central térmica a motores, logrando una capacidad instalada de 99 MW. Todo el complejo es monitoreado, controlado y gestionado eléctricamente con la solución Optimum PG de la empresa.

Diego Riobo, Product Leader de BLC Power Generation, expresó: «Cada uno de estos proyectos representó un gran desafío para nuestra empresa, impulsando nuestro crecimiento y reafirmando nuestro liderazgo en la generación de energía en la región. Nos enorgullece contribuir a la transición energética con soluciones innovadoras que garanticen la estabilidad de la red«.

Innovación para un futuro más sostenible

“BLC Power Generation continúa su compromiso con el desarrollo de soluciones basadas en tecnologías de última generación para monitorear, controlar y gestionar activos de generación de energía renovable para todo tipo de tecnología de generación de energía eléctrica de forma individual e integrada”, aseguraron desde la empresa.

Martín Lopez, director de Operaciones de BLC Power Generation destacó: «La participación en proyectos híbridos nos permite ofrecer soluciones energéticas adaptadas a las necesidades del mercado. Apostamos por la innovación para consolidarnos como referentes en la transición energética”.

“Gracias a su capacidad de adaptación y compromiso con la sostenibilidad, BLC Power Generation se consolida como la opción estratégica para empresas que buscan maximizar la eficiencia y el potencial de sus proyectos energéticos, con el fin de impulsar un futuro más sustentable”, concluyeron desde BLC Power Generation.

, Redaccion EconoJournal

Pampa Energía, una compañía consolidada hace tiempo como uno de los principales jugadores del mercado de gas natural en la Argentina, presentó este jueves ante inversores los resultados del cuarto trimestre de 2024 e informó los logros alcanzados durante el año pasado. Gustavo Mariani, CEO de Pampa, aseguró: “Tuvimos un excelente 2024, donde nuevamente consolidamos nuestro crecimiento. La producción de gas aumentó un 21% respecto a 2023, lo que significa casi un 80% respecto a 2017”.

“Además, estamos con una sólida posición financiera. Nuestro EBITDA creció un 19% interanual y la deuda neta se redujo a 410 millones de dólares, el nivel más bajo desde 2016”, destacó el ejecutivo de Pampa.

Crecimiento

En energía eléctrica, la compañía destacó que durante 2024 se consolidó por séptimo año consecutivo como el mayor generador privado del país, con un aporte del 15,3% del total país y un crecimiento del 4% con respecto a 2023. “Este logro fue posible gracias a una disponibilidad del 95% en el parque generador y la puesta en marcha del Parque Eólico Pampa Energía VI”, remarcaron desde la firma.

Para el yacimiento Rincón de Aranda, la empresa informó que tiene planificada una inversión de 1.500 millones de dólares para multiplicar por diez su producción de petróleo. Pampa ya completó un pozo y perforó tres pads adicionales, mientras avanza en la construcción de instalaciones, un gasoducto y un oleoducto.

Para 2025, planea completar siete pads con cuatro pozos cada uno y alcanzar una producción de 20.000 barriles de petróleo diarios durante el segundo semestre del año. En abril comienza la producción, en línea con la puesta en marcha del oleoducto Duplicar de Oldelval.

Entre los resultados, desde la empresa destacaron el avance en la licitación del proyecto presentado por TGS, empresa co-controlada por Pampa, para la ampliación del sistema de transporte de gas. Se trata de una iniciativa privada que contempla una inversión de 700 millones de dólares, para aumentar la capacidad del Gasoducto Perito Moreno y ejecutar obras de ampliación en el sistema regulado de TGS.

Por último, Pampa afirmó que “gracias al mercado de deuda internacional pudo extender a siete y 10 años su perfil de deuda, emitiendo dos bonos con las tasas de interés más competitivas del mercado y cancelando completamente su bono de 2027”.

, Redaccion EconoJournal