YPF, la petrolera bajo control estatal, inauguró la primera etapa del gasoducto que permitirá abastecer de gas natural a la zona de la meseta de Añelo.

Según precisaron desde la compañía a través de un comunicado, esta instalación habilitará el transporte de alrededor de 100.000 m3 por día, que abastecerán a cuatro barrios donde habitan más de 2.000 personas. También beneficiará al Instituto de Formación de Añelo, la Escuela Técnica Prov N°23, la Escuela Primaria N°368, una extensión del Jardín de Infantes N°52, una sala de salud del Hospital de Añelo y decenas de comercios.

Este viernes, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; y el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, recorrieron el primer tramo del ducto. También participaron del recorrido el intendente de Añelo, Fernando Banderet; y el vicepresidente de Infraestructura de YPF, Gustavo Gallino.

Impacto

Marín aseguró que “esta obra mejora la calidad de vida de la gente de Añelo. Sin ustedes, nosotros no vamos a lograr el resultado que esperamos, que es convertir Vaca Muerta en un polo exportaror de 30.000 millones de dólares para 2030″.

Banderet, agradeció a YPF por haber «escuchado a la comunidad» y destacó que esta obra mejora la convivencia entre el desarrollo de Vaca Muerta y la comunidad.

A su vez, Figueroa, reconoció a YPF “porque cada vez que planteamos una necesidad podemos tener una solución. Horacio Marín es un amigo de la provincia, así lo sentimos”.

La obra

Los trabajos se realizaron en tres meses. “Esta iniciativa forma parte del aporte que YPF realiza a las comunidades donde opera”, señalaron desde la compañía.

La obra ya fue entregada al gobierno provincial, que está a cargo de la puesta en marcha y la conexión del servicio de gas naturales en los hogares. Esta primera etapa consta de dos instalaciones de reducción de presión y un gasoducto de 2,5 kilómetros de seis pulgadas que las vincula.

La segunda etapa sumará unos 14 kilómetros más de ducto para llegar hasta instalaciones en Tratayén y poder cuadruplicar el suministro a la zona, habilitando el consumo industrial. El proyecto fue realizado por una contratista neuquina y generó más de 200 puestos de trabajo tanto en campo como en los talleres.

, Redaccion EconoJournal

The Energy Circle y The Net Zero Circle, por IN-VR, anuncian la próxima edición del Argentina Energy Week Summit & Exhibition 2025, en un momento decisivo para el futuro energético y económico del país. “Tras el reciente acuerdo de 20.000 millones de dólares con el Fondo Monetario Internacional (FMI), el gobierno de Javier Milei ha desmantelado los controles cambiarios, liberado el tipo de cambio y promovido un entorno más abierto a la inversión extranjera. En este nuevo escenario, la energía y la minería se perfilan como los motores clave del crecimiento exportador argentino, según el último informe del propio FMI”, remarcaron desde la organización del evento.

Solo en 2024, la Argentina registró un superávit energético de US$ 6.000 millones, y se proyecta un aporte del sector de hasta 0,5 puntos del PBI anual hacia 2030. “Frente a este contexto, el summit de agosto será el foro clave para analizar si el “modelo Milei” puede sostener —y escalar— la transformación energética de Argentina”, aseguraron.

Ejes

Perspectivas macro y energía: El nuevo acuerdo con el FMI, el fin del “cepo”, y cómo esto impacta en inversiones en infraestructura, upstream, gas y renovables.

Exportaciones y financiamiento: Las proyecciones del FMI, nuevos instrumentos financieros y el papel del RIGI como motor de grandes proyectos.

Minería crítica y transición energética: Avances en litio y cobre, y su rol en el posicionamiento de Argentina en la cadena de valor global.

Gas natural y descarbonización: De Vaca Muerta al mundo: estrategias para combinar gas-to-power, LNG, captura de carbono (CCS) y energías limpias.

Energía limpia y almacenamiento: Cómo escalar la integración de renovables (ya el 15% del mix eléctrico) y qué barreras tecnológicas y regulatorias quedan por superar.

La Argentina en el centro de la conversación energética global

Con inversiones upstream por más de US$ 30.000 millones entre 2022 y 2024, una infraestructura en expansión y una nueva política económica, Argentina está reconfigurando su rol como hub energético del Cono Sur.

Pero los desafíos no son menores: inflación persistente, volatilidad política y la tensión entre ingreso especulativo y planificación estructural podrían amenazar este nuevo ciclo. ¿Podrá el país convertir los dólares en desarrollo sostenible?

Para participar, recibir más información o explorar oportunidades de asociación, comuniquese con luana@in-vr.co o complete este formulario.

, Redaccion EconoJournal

La Secretaría de Energía aprobó el certificado de Autorización de Libre Exportación de Gas Natural Licuado (GNL) en favor del consorcio Southern Energy, que encabeza Pan American Energy (PAE) junto con la noruega Golar, lo que conforma el primer permiso que el Estado nacional otorga a un proyecto de estas características y que tendrá un período de vigencia de 30 años. La medida se dará a conocer a través de una resolución que ya está firmada por la titular de la cartera, María Tettamanti, y se publicará en el Boletín Oficial en los próximos días, según pudo saber EconoJournal de fuentes privadas.

El proyecto que impulsa Southern Energy, al que también se sumaron YPF, Pampa Energía y Harbour Energy, es la primera iniciativa de exportación de GNL en la Argentina, que comenzará a funcionar a mediados de 2027 con la entrada en operación del primer buque licuefactor Hilli Episeyo frente a la costa de la provincia de Río Negro, en el Golfo San Matías. Le terminal flotante tendrá una operación estacional ya que utilizará la capacidad de transporte de gas disponible en el sistema troncal actual durante unos nueves meses al año. A la vez, se prevé la incorporación de un segundo buque, el MKII, con la misma locación marítima.

Números

La solicitud presentada por PAE, cuyo CEO es Marcos Bulgheroni, contempla un volumen máximo de exportación diario de GNL de 385.000 MMBTU o la cantidad máxima anual de 134.400.000 MMBTU, lo que equivale e exportar unos 3.840.000.000 MMBTU. De acuerdo a la presentación de Southern se trata de un proyecto de exportación a largo plazo, con una duración de 30 años, cuya vigencia se extiende desde el 1º de julio de 2027 hasta el 30 de junio de 2057.

Es la primera vez que se otorga un permiso de exportación en firme por 30 años para abastecer a una terminal de licuefacción de LNG, lo que puede interpretarse como un gesto de confianza tanto para las empresas que deben invertir a largo plazo como para los offtakers (compradores) que puedan contar con una mayor previsibilidad por parte de un proveedor de la Argentina.

Sobre la magnitud del proyecto, semanas atrás el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, había destacado que la primera terminal flotante que se dio a conocer públicamente entre todas las iniciativas vigentes, tendrá una capacidad de exportación de 2,45 millones de toneladas anuales (MTPA), y que la incorporación de un segundo barco permitirá sumar un volumen de 3,6 MTPA para llegar a un total de 6 MTPA. Entre ambas unidades se lograría ganar la escala necesaria para una mayor eficiencia y competitividad, pero ya requeriría la construcción de un gasoducto dedicado para unos 20 MMm3 diarios de gas adicionales, en una decisión pendiente de aprobación de las compañías.

Volúmenes

PAE había informado a la Secretaría que, inicialmente, prevé utilizar los excedentes de gas natural y de capacidad de transporte, fundamentalmente durante el período estival, y eventualmente, los excedentes que pudieran producirse en el periodo invernal.

De la misma manera, declaró que la disponibilidad proyectada de gas, sustentada en los planes de inversión, está basada en los Informes de certificación de reservas comprobadas, probables y posibles y de recursos contingentes de hidrocarburos líquidos y gaseosos, oportunamente presentados por los diversos accionistas, es decir PAE, YPF, Pampa y Harbour. Como parte de esa previsión, durante los primeros cinco años la Secretaría de Energía la autorizó a contar con una disponibilidad de 11,72 millones de m3/d de gas de 9300 kcal para exportación.

En noviembre de 2024, PAE comunicó la inscripción del proyecto en el Régimen de Incentivo de Grandes Inversiones (RIGI), cuya instalación del primer buque implica desembolsos cercanos a los US$ 2.900 millones en los próximos 10 años. Su puesta en marcha podría dar inicio a una nueva era para la monetización de los recursos gasíferos de Vaca Muerta, posicionando a la Argentina como un nuevo proveedor en un mercado global de GNL.

Normativa

La decisión del Gobierno que se dará a conocer durante la semana próxima se sustenta en la resolución 157 de la Secretaría de Energía, a la que accedió este medio, que si bien aún no está publicada tiene fecha del 15 de abril. La medida aprueba la Declaración de Disponibilidad de Recursos Gasíferos. También se aplica la resolución 145 del 3 de abril pasado que aprobó el Procedimiento para la Exportación de Gas Natural Licuado (GNL). Esta última normativa establece los procedimientos de solicitud, revisión del pedido y otorgamiento de los permisos, asi como las obligaciones del exportador. Ambas disposiciones regulatorias necesarias se derivan de las modificaciones dispuestas por la Ley de Bases a la Ley 24.076, que establece el marco regulatorio del gas natural.

En este caso se destaca la celeridad en el tratamiento y aprobación de la solicitud de exportación de GNL presentada por Southern Energy el 11 de abril de 2025 ante la Subsecretaría de Combustibles Líquidos, es decir pocos días después de publicado el marco normativo que establece el derecho a exportar todos los volúmenes autorizados en ese carácter en forma continuada y sin interrupciones ni restricciones.

, Ignacio Ortiz

El nuevo CEO de Glencore en Argentina, Martín Pérez del Solay; y el country manager, Juan Donicelli, se reunieron con el gobernador Raúl Jalil para brindarle el detalle de los avances del proyecto MARA (Minera Agua Rica Alumbrera), uno de los mayores desarrollos de cobre de la Argentina.

En la reunión, Glencore confirmó su compromiso con la búsqueda de un trabajo conjunto entre las partes interesadas para la generación de empleo, desarrollo de proveedores locales y de las comunidades de la zona de influencia.

Allí, el gobernador fue informado sobre los futuros planes vinculados al proyecto, con énfasis en el desarrollo de la próxima campaña, mientras se avanza en la profundización del estudio de factibilidad y el Informe de Impacto Ambiental.

Desarrollo

En el encuentro, Pérez del Solay expresó: “Glencore busca desarrollar proyectos de clase mundial alineados con su propósito de seguir contribuyendo a la construcción de un mundo más evolucionado desde la innovación, las buenas prácticas y el talento local. Trabajamos para generar una incidencia positiva en la economía local y nacional con la convicción de que Argentina puede y debe convertirse en uno de los principales atractivos mineros de la región”.

A su vez, destacó el orgullo de liderar una compañía comprometida con el desarrollo de emprendimientos en el país, focalizados en proyectos de cobre, como lo son MARA en Catamarca y El Pachón en San Juan, claves para la provisión de los productos que hoy el mundo necesita para su desarrollo.

Jalil felicitó a Pérez del Solay por su reciente asunción al frente de la compañía en el país, con la que el gobernador viene trabajando de manera coordinada para el desarrollo de MARA, el proyecto cuprífero que Glencore gestiona desde fines de 2023, y que combina la infraestructura de Mina Alumbrera y el yacimiento Agua Rica.

“El encuentro de las autoridades de Glencore y el gobernador Jalil expone la disposición para dialogar y articular con las autoridades los esfuerzos necesarios para continuar avanzando en un proyecto relevante tanto para la empresa como para la provincia y su comunidad, entendiendo el impulso socioeconómico que genera MARA”, remarcaron desde la compañía.

El proyecto

Proyecto MARA surgió por el proceso de cierre de mina de Bajo la Alumbrera a causa delagotamiento de su vida útil. Frente a este escenario, los responsables de ese proyecto contemplaron la posibilidad de generar una nueva iniciativa integrada y cercana, conectando la planta de procesamiento de Alumbrera con el yacimiento Agua Rica.

Esta integración no requirió de la construcción de una nueva planta ya que está diseñada a partir de la construcción de una cinta transportadora terrestre que conectará los dos puntos y que será la responsable de trasladar el mineral triturado hasta una planta de procesamiento.

En la actualidad, el proyecto se encuentra en la etapa de exploración avanzada en el campo, en desarrollo. El objetivo es realizar estudios geometalúrgicos y geotécnicos. Producirá cobre, molibdeno, oro y plata.

, Redaccion EconoJournal

Geopark, una de las principales petroleras independientes de América latina, anunció este jueves el nombramiento de Felipe Bayón como su nuevo CEO y miembro del Directorio. Su nombramiento se produce tras la decisión de Andrés Ocampo de renunciar por motivos personales. Bayón posee un amplio conocimiento de la Argentina y la región dado que fue CEO de Pan American Energy (PAE) durante cinco años entre 2005 y 2010, por lo que posee un conocimiento de actores y dinámicas de la industria local.

Después de salir de BP, una de las cinco petroleras major del planeta, donde desempeñó casi 20 años de su carrera profesional, Bayón lideró Ecopetrol, la petrolera estatal de Colombia. Uno de los ejes que marcó su gestión al frente de esa organización fue la internacionalización de la compañía, mediante su desembarco en Permian, uno de los principales plays no convencionales de EE.UU. Además, impulsó la llegada de Ecopetrol al Presal, el megayacimiento offshore de Brasil, en asociación con Shell.

Fuentes privadas consultadas por EconoJournal indicaron que su designación podría acelerar la búsqueda de oportunidades regionales por parte de Geopark, que el año pasado cerró una operación de unos US$ 190 millones para asociarse con Phoenix Global Resources en dos áreas en Vaca Muerta. Extrañamente, casi un año después de que se anunciara esa transacción, la gobernación de Neuquén aún no avaló el traspaso accionario dentro de las concesiones.

Trayectoria

En Ecopetrol, Bayón lideró a 18.000 empleados, supervisó la producción de aproximadamente 700.000 barriles de petróleo por día e ingresos de más de US$ 30.000 millones. Además, entregó resultados récord en materia financiera, operacional y de seguridad. Desarrolló una posición de liderazgo en el sector de transmisión eléctrica de América Latina e inversiones focalizadas en energías renovables, gestión del agua y soluciones climáticas basadas en la naturaleza.

Bayón es un ingeniero mecánico que inició su carrera en 1991 en Shell en operaciones de campo y proyectos, para luego trasladarse a BP compañía en la que trabajó durante 21 años en roles operacionales y de dirección en Colombia, la Argentina, Brasil, Bolivia, EE.UU. y Reino Unido, incluyendo su rol como CEO de PAE, desde 2005 hasta 2010. Además, fue miembro de múltiples directorios en los sectores de energía, servicios públicos, educación y tecnología.

Ante su llegada, desde Geopark precisaron que “Andrés Ocampo ha hecho aportes invaluables a GeoPark durante más de 15 años y contribuyó a impulsar la Compañía desde sus modestos comienzos a su actual posicionamiento reputacional y de liderazgo en la región”.

Ocampo se desempeñó como CEO durante tres años y CFO durante más de ocho años, continuará apoyando a la Compañía y asegurará una transición fluida, según informaron.

Nuevas autoridades  

Tras su designación, Bayón expresó: “Estoy emocionado y honrado de unirme al equipo de GeoPark y de tener la oportunidad de liderar su compromiso a largo plazo para ampliar aún más su escala, capacidades, resultados financieros, y trabajar para crear el modelo de la compañía energética independiente internacional exitosa del futuro. Las oportunidades son grandes, el momento es propicio, el respaldo es firme y el equipo está listo para avanzar. Mi agradecimiento al Directorio y al Equipo Ejecutivo de GeoPark por su confianza en mí y su inquebrantable determinación de construir una gran compañía”.

Sylvia Escovar, presidenta del Directorio de GeoPark, aseveró: “En nombre de la Junta Directiva, queremos agradecer a Andrés por su dedicación durante tanto tiempo y su significativa contribución a la Compañía, que nos ha posicionado sólidamente para futuras expansiones”.

“La Junta Directiva está complacida de dar la bienvenida a Felipe Bayón a GeoPark. Creemos que será un catalizador para avanzar en las abundantes oportunidades en nuestra región y llevarnos a un crecimiento transformacional. Felipe es un verdadero explorador, operador y consolidador —en línea con la visión fundacional de GeoPark— y está comprometido a llevarnos adelante para alcanzar nuestros objetivos estratégicos a largo plazo y convertir a GeoPark en una compañía más grande, fuerte y exitosa”, aseguró Escovar.

Por último, Ocampo aseguró: “Ha sido un privilegio y una alegría ser parte de la historia de GeoPark durante todos estos años. Como accionista de largo plazo, creo que Felipe es el CEO adecuado para liderarnos hacia el futuro. Dar la bienvenida a un líder tan destacado marca un paso importante hacia adelante en momentos en que entramos en nuestro próximo y poderoso capítulo de crecimiento”. 

, Redaccion EconoJournal

Puma Pris, la app de Puma Energy, continúa evolucionando y ahora permite realizar pagos de cargas de GNC y en compras en tiendas Super 7 y Shop Express directamente desde el celular.  Estas nuevas funcionalidades refuerzan su posicionamiento como una herramienta clave para mejorar la experiencia de los clientes en toda la red de estaciones de servicio.

Con estos nuevos servicios, los usuarios pueden pagar de forma ágil y segura, y además sumar puntos y canjearlos por vouchers de descuento que alcanzan los $18.000. Por cada 1 m³ de GNC, obtienen 1 punto Pris, y por cada $1.200 en compras en tiendas, suman 3 puntos.

Estas mejoras se suman a otros beneficios muy valorados por los usuarios de Puma Pris, como el 10% de descuento todos los miércoles en cargas de Súper, Premium e Ion Diesel, y el 10% de descuento los domingos al abonar a través de la app con la modalidad Dinero en cuenta de Mercado Pago, según precisaron desde la compañía.

Medios de pago

Es importante destacar que Puma Pris permite utilizar distintos medios de pago: tarjetas de débito, crédito, Dinero en Cuenta de Mercado Pago y también efectivo en las estaciones de servicio adheridas.

Desde la empresa remarcaronn que “Con más de 1.5 millones de usuarios en la región, Puma Pris se consolida como una solución tecnológica integral, pensada para brindar comodidad, ahorro y una experiencia a la altura de lo que los clientes se merecen”.

“Puma Pris es un proyecto estratégico clave para la compañía. Nos permite cuidar a nuestros clientes y ofrecerles una experiencia ágil, moderna y a la altura de lo que se merecen”, destacó Lucas Smart, gerente de Marketing de Puma Energy Argentina.

“La app refleja nuestro compromiso con la innovación y la mejora continua del servicio. Queremos que cada visita a una estación Puma sea una experiencia simple, rápida y beneficiosa para nuestros usuarios”, agregó.

Puma Pris está disponible para descarga gratuita en App Store y Google Play.

, Redaccion EconoJournal

Arminera 2025 es la cita ideal para los protagonistas de cada una de las etapas de la cadena de valor de la industria minera. Se presenta como una plataforma de negocios que potencia la inserción de la Argentina en el mundo. En sus pasillos, las empresas exhibirán sus mayores avances y reflejarán la evolución del sector hacia una minería más eficiente y productiva. La exposición tendrá lugar del 20 al 22 de marzo en La Rural.

Convergerán allí nuevas tecnologías y productos novedosos, como los equipos de protección personal de Libus, que presentará su línea de respiradores y cascos, entre otros. También dirán presente compañías como Big Dipper, que mostrará lo último en tecnología robótica: robots cuadrúpedos y humanoides programados para realizar control de perímetros, videovigilancia, salvataje y registro de la seguridad.

Oportunidad

Los participantes coinciden en definir al evento como una iniciativa estratégica para consolidar el crecimiento del rubro. “Es una oportunidad para conectar con actores clave de la industria, explorar nuevas alianzas y compartir nuestro conocimiento técnico”, afirmaron desde IPH, una de las empresas que presentará su línea de soluciones especializadas para el izaje y movimiento de cargas pesadas.

 “Estamos enfocados en la mejora continua, en la inversión tecnológica y en la capacitación de nuestro equipo. Queremos ofrecer respuestas a las crecientes demandas del mercado”, agregaron.

La exhibición, organizada por la Cámara Argentina de Empresas Minera (CAEM) y Messe Frankfurt Argentina, otorgará un espacio destacado a las propuestas que abonan al desarrollo de la eficiencia y la sustentabilidad.

Este es el caso de la compañía Inquinat, que acercará distintos productos orientados a optimizar la utilización eficiente del recurso hídrico. Expondrá artículos y servicios tales como la puesta en marcha de plantas de tratamiento de agua para potabilización y consumo. “Mantenemos un compromiso natural con el cuidado del medio ambiente”, sostuvieron desde la empresa.

Siguiendo esta línea, desde CIMC WETRANS, empresa líder en fabricación de contenedores y soluciones modulares, resaltaron la importancia de impulsar una minería “sustentable, segura y alineada con los desafíos ambientales de las provincias argentinas”.

Dentro del mismo rubro, también Modulor anunció la presentación de nuevos productos integrados que buscan optimizar la eficiencia energética, redes, conectividad y recursos para el uso remoto. Una edición con múltiples actividades para estrechar vínculos.

Este año, el evento ofrecerá distintas actividades destinadas a difundir las experiencias de quienes diariamente impulsan el crecimiento de la industria.

“Eventos como el Arminera Summit 2025, la Ronda de Desarrollo de Proveedores Arminera 2025 y la Plaza de Máquinas consolidan a la exposición como el escenario elegido por los principales decisores del rubro”, destacaron desde la organización.

Además, las provincias productoras de minerales estarán presentes en la Mesa del Litio y la Mesa del Cobre, espacios diseñados para fortalecer acuerdos estratégicos y potenciar el desarrollo de estos recursos clave.

Los profesionales, empresarios e interesados en la industria minera que deseen conocer el cronograma de actividades pueden ingresar al siguiente link.

, Redaccion EconoJournal

Refinor comunicó el cierre de la destilería que opera en el paraje Campo Durán, a unos 45 kilómetros al norte de la ciudad salteña de Tartagal, debido al declino de la producción de la Cuenca Noroeste por el agotamiento que presentan los campos maduros de la provincia de Salta. Desde la compañía comunicaron que decidieron reconvertir su modelo de negocio con el fin de adaptarse a los desafíos actuales y aprovechar las oportunidades que ofrece la matriz energética de la Argentina.

“Como parte de este proceso, la compañía ha resuelto discontinuar las operaciones de refinación en el Complejo Campo Durán. Esta decisión se toma con responsabilidad, teniendo en cuenta el sostenido declive de la cuenca NOA y su impacto en la disponibilidad de petróleo crudo”, precisaron a través de un comunicado difundido este miércoles. En diálogo con EconoJournal, una fuente interna de la empresa complementó: «La falta de disponibilidad de crudo en los yacimientos del norte tornó desde hace tiempo en antieconómica la actividad de refinación. Lo que estamos haciendo es reorganizar el modelo de negocios de Refinor, priorizando los negocios de gas natural que habilita la reversión del Gasoducto Norte y garantizando el suministro de combustibles a nuestra red de clientes».

¿Qué ocurrirá de ahora en más?

El paquete accionario de Refinor, que comenzó a operar en 1992, pertenece en un 50% a YPF y en un 50% a Integra, el holding que encabeza José Luis Manzano, que en octubre de 2022 desembarcó en la refinadora a través de la subsidiaria Hidrocarburos del Norte. El complejo posee una capacidad de procesamiento de 20,3 millones de metros cúbicos (m3) por día de gas para obtener los subproductos propano, butano y GLP. Sin embargo, hace varios años venía atravesando una situación compleja por la caída de la producción de crudo en el NOA que derivó en que ahora la compañía tome la decisión de discontinuar la operación de la destilería de petróleo.

No obstante, fuentes al tanto del proceso indicaron a EconoJournal que la empresa seguirá asegurando el abastecimiento de combustibles para su red de estaciones de servicio y clientes industriales en la región.

Uno de los proyectos que tiene en carpeta Refinor apunta a revertir el poliducto que conecta Salta con el norte de Córdoba a fin de utilizar esa infraestructura para abastecer a la región con combustibles y reemplazar la logística por camión, mucho más costosa. 

Refinor llegó a tener 130 estaciones y en la actualidad, por el declino de la cuenca, cuenta con 76 operativas. El año pasado cerró con un EBITDA (ingresos antes de impuestos) cercano a un millón de dólares, aunque en 2022 y 2023 registró pérdidas importantes en su balance.

Aprovechamiento del gas

La firma tiene proyectos vinculados al aprovechamiento de gas natural en la región a partir de la reversión del Gasoducto Norte. En la actualidad, se encuentra está exportando gas a través del Gasoducto Madrejones hacia Bolivia.

Si bien en los últimos meses existió interés por parte de inversores locales con respaldo internacional para apuntalar financieramente un proyecto de reconversión de la empresa, lo concreto es que hoy no existe ninguna negociación avanzada.

Fuentes privadas aseguraron a este medio que a fines del año pasado hubo una propuesta concreto de un inversor a YPF para potenciar el negocio de Refinor y transformarlo en un hub de exportación de combustibles hacia Bolivia y Paraguay —incluso se llegó a pensar en alguna inversión bajo el paraguas del RIGI—, pero por motivos que se desconocen la iniciativa no prosperó.

Impacto

Desde el Sindicato de Trabajadores de la Industrialización Privada de Petróleo y gas de Salta y Jujuy y la Federación Argentina Sindical del Petróleo, Gas privado y BIO declararon estado de alerta y movilización de sus bases. También le exigieron al estado provincial de Salta y al Estado Nacional poner en práctica políticas urgentes para revertir la decisión de la empresa.

A su vez, rechazaron todo pedido de reducción de personal y pidieron dejar abierta una instancia de diálogo constante a fin de evitar una medida de fuerza nacional.

En el comunicado que difundieron desde los gremios detallan que hace menos de 60 días los trabajadores firmaron un acuerdo de suspensión, retiros voluntarios y egresos jubilatorios, con la finalidad de «optimizar los recursos» existentes para adecuarse a esta nueva realidad operativa condicionada por la materia prima disponible.

, Loana Tejero

AbraSilver, la compañía minera controlada por Central Puerto, anunció un nuevo descubrimiento de cobre en el proyecto La Coipita, ubicado en la provincia de San Juan. La minera afirmó que los resultados de la campaña de perforación arrojaron “una intersección significativa de mineralización de cobre de alto grado, lo que representa un nuevo descubrimiento que incluye una zona de enriquecimiento secundario bien desarrollada, dentro de un sistema de pórfido a gran escala”. 

Central Puerto, la mayor generadora de energía eléctrica de la Argentina, se convirtió en la controlante de la minera AbraSilver en marzo al adquirir la mayoría del paquete accionario. La minera también tiene a cargo el proyecto de oro y plata Diablillos.

En abril del año pasado Central Puerto ingresó al sector minero comprando una parte minoritaria de AbraSilver, una empresa junior de capitales canadienses. Luego, este año amplió su participación para convertirse en la controlante.

Fue la primera inversión en el sector minero de Central Puerto, cuyos principales accionistas son Guillermo Reca, la familia Miguens-Bemberg y Eduardo Escassany. En diciembre también desembarcó en el negocio del litio al adquirir el 27,5% del proyecto Tres Cruces, ubicado en Catamarca.

Previo al desembarco de Central Puerto, AbraSilver había firmado un joint venture con una de las empresas subsidiarias de la canadiense Teck Resources Limited. El acuerdo fue exclusivamente para explorar y desarrollar el proyecto de cobre, oro y molibdeno La Coipita.

Descubrimiento

En 2024 se realizó la primera campaña de perforación de cinco pozos. Este 2025, AbraSilver está realizando la segunda campaña, que cuenta con la perforación de tres pozos: DDH-LC25-006, 007 y 008, que totalizan 3.523 metros perforados. En el pozo 006 fue donde se realizó el nuevo descubrimiento de cobre.

John Miniotis, presidente y director ejecutivo de AbraSilver, indicó que el nuevo descubrimiento de cobre en La Coipita “se destaca por tener una importante sección de 114 metros con 0,70% de cobre dentro de una sección más amplia de 621 metros con 0,38% de cobre. Estos resultados confirman la presencia de un sistema de pórfido bien desarrollado con gran potencial”.

“Con la perforación financiada y operada íntegramente por Teck, creemos que este descubrimiento representa un gran avance para liberar el valor de este distrito poco explorado, ubicado en una importante franja cuprífera. Esperamos actualizar la información del mercado a medida que se reciban ensayos adicionales y se evalúe con más detalle el potencial general del proyecto”, agregó.

Por su parte, el vicepresidente de Exploración de Teck, Stuart McCracken, remarcó que “nos alientan estos primeros resultados de perforación del proyecto La Coipita. A medida que buscamos avanzar en la exploración, Teck está fortaleciendo su presencia en la región y seguimos enfocándonos en fortalecer las relaciones con las comunidades y proveedores locales, incluyendo aquellos en Calingasta y San Juan y sus alrededores”.

La Coipita

El proyecto está ubicado a una altitud de entre 3.500 y 4.500 metros sobre el nivel del mar. Consta de más de 70.000 hectáreas en la parte occidental del departamento de Calingasta, en San Juan. La Coipita se encuentra dentro del cinturón epitermal de pórfido del Mioceno de la Argentina y Chile.

Las áreas objetivo tienen características geofísicas, geológicas y geoquímicas coincidentes que son consistentes con intrusiones de tipo pórfido mineralizado de cobre y oro, ya sea debajo de sistemas de alta sulfuración o en áreas estructuralmente elevadas, según informaron desde AbraSilver.

, Roberto Bellato

Vista Energy, el segundo mayor productor de petróleo no convencional de la Argentina, reportó hoy los resultados financieros y operativos del primer trimestre de 2025. De los números presentados, se desprende que la firma que preside Miguel Galuccio registró un aumento del 47% en su producción total de hidrocarburos con respecto al mismo período del año pasado. De esta forma, alcanzó los 80.913 barriles por día (boe/d).

Los ingresos totales del primer trimestre de este año ascendieron a US$ 438,5 millones, un 38% por encima del mismo período de 2024.

Desde la firma precisaron que estos números estuvieron impulsados principalmente por el crecimiento en la producción de petróleo. Esto es así porque la compañía produjo 69.623 bbl/d, lo que significó un aumento del 47% año contra año.  Los ingresos netos de ventas de petróleo a precios de paridad de exportación, combinando mercados internacionales y domésticos, fueron US$ 365,1 millones.

En los primeros tres meses del año, el precio promedio realizado de petróleo fue US$ 68.6 por barril, lo que marcó una disminución del 2% en comparación con el mismo periodo de 2024, explicado principalmente por menores precios internacionales, y un aumento del 2% en comparación con el precio promedio realizado del petróleo en el cuarto trimestre de 2024.

A su vez, el precio realizado de gas natural para el primer trimestre de este año fue de US$ 2,5 por millón de btu, una disminución del 11% año a año, debido a menores volúmenes de exportación vendidos a un precio de US$ 5,6 por millón de btu en los primeros tres meses de 2025, comparado con un precio promedio de exportación de US$ 6,9 por millón de btu en el mismo periodo del año anterior.

Inversiones

Durante el primer trimestre de 2025, las inversiones alcanzaron un total de US$ 268,5 millones. La firma invirtió US$ 204,5 millones en perforación, completación y reintervención de pozos en Vaca Muerta; US$ 49 millones en instalaciones de superficie yUS$ 15 millones en estudios de G&G – exploraciones geológicas y geofísicas -, proyectos de IT (Tecnologías de la Información) y otras inversiones.

Exportaciones e ingresos

Los ingresos netos por exportaciones de petróleo y gas alcanzaron los 222.3 millones de dólares, equivalentes al 53% del total. A su vez, el EBITDA ajustado fue de 275,4 millones de dólares, lo que representó un incremento interanual del 25%, impulsado principalmente por el crecimiento de la producción.

El lifting cost en el primer trimestre del año fue de 4.7 dólares por barril equivalente de petróleo, sin variaciones respecto al trimestre anterior y la ganancia neta en el periodo fue de 82.8 millones de dólares, frente a los 78.7 millones registrados en el mismo período de 2024, indicaron desde la empresa.

Adquisición

Además de los resultados, en el informe presentado por la compañía se destacó la adquisición de la participación accionaria de Petronas en La Amarga Chica, una de las áreas estratégicas del principal hub de shale oil de Vaca Muerta. Un bloque que le permitirá crecer estratégicamente en Vaca Muerta convirtiéndose en la mayor petrolera independiente del país.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno concretó este miércoles el cambio de directorio en Nucleoeléctrica Argentina, la compañía estatal operadora de las centrales nucleares. El jefe de asesores del presidente Javier Milei, Demian Reidel será el nuevo presidente de la empresa, tal como EconoJournal había adelantado a comienzos de mes. También asumirá como director y vicepresidente de la empresa el presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica, Germán Guido Lavalle.

La Secretaría de Energía había convocado para este miércoles a una asamblea de accionistas de Nucleoeléctrica para concretar el recambio de directorio. El físico egresado del Instituto Balseiro y economista acudió por la tarde a la sede central de la empresa para la reunión de directorio en la que se designaron a las nuevas autoridades.

Previamente, en un almuerzo con empresarios en el Hotel Libertador, Reidel había brindado una charla centrada en el nuevo Plan Nuclear Argentino, en la que habló de exportar reactores y combustible nuclear, con los Estados Unidos como un importante cliente.

Nuevo directorio

El nuevo directorio de cinco miembros se completa con el titular de la Agencia de Transformación de Empresas Públicas, Diego Chaher, el doctor en ingeniería nuclear, Axel Larreteguy, y el ingeniero nuclear Marco Campolonghi. A excepción de Chaher, un abogado sin relación con el sector nuclear, el resto son egresados del Instituto Balseiro.

Fuentes del sector consultadas por este medio coincidieron en que Reidel focalizará los esfuerzos en el nuevo Plan Nuclear y que el día a día de la gestión de la empresa recaerá sobre Marcelo Famá, designado como nuevo Gerente General y director suplente.

Durante la asamblea, Reidel, destacó el rol estratégico de la empresa en el futuro de la energía nuclear del país, al afirmar que será el “brazo ejecutor del plan nuclear argentino que estamos desarrollando para convertir a la Argentina en una potencia energética a nivel mundial”.

Plan Nuclear y exportaciones

Milei en diciembre empoderó a Reidel para diseñar y avanzar en una nueva agenda para el sector nuclear. En un almuerzo con empresarios del Rotary Club Buenos Aires realizado este miércoles en el Hotel Libertador, Reidel reiteró los ejes de un plan que tendrá tres fases. En el horizonte esta la intención de exportar combustibles nucleares y uranio, pensando en los Estados Unidos como «gran cliente».

Como en anteriores ocasiones, Reidel habló de un plan de tres fases. La primera consistirá en el diseño y construcción con financiamiento privado de un reactor modular de 300 MW y una planta con cuatro de estas unidades en el complejo nuclear Atucha en Lima, Buenos Aires. Reidel confirmó que no se avanzará con el proyecto Atucha III financiada por China para liberar los terrenos para la eventual construcción de esos módulos de 300 MW.

La segunda etapa apunta a lo que definió como el «modelo Gillette»: exportar reactores junto con el combustible y/o uranio. «Vamos a vender los reactores y vamos a vender el combustible. Es el modelo Gillette, de vender las máquinitas y los repuestos», afirmó en el almuerzo en el Libertador.

Siguiendo con las exportaciones, el nuevo titular de Nucleoeléctrica argumentó que para la Argentina existe la oportunidad de ser proveedora de uranio y combustible nuclear a los EE.UU. y sugirió que el país podría reemplazar al gigante ruso Rosatom, que aún sigue exportando combustible nuclear. «Rosatom es la única empresa rusa no sancionada, le vende uranio a Estados Unidos», explicó el nuevo titular de Nucleoeléctrica.

En cuanto a la tercera fase, consiste en la atracción de inversiones extranjeras para proyectos tecnológicos con energía provista de reactores nucleares, como podrían ser clusters de inteligencia artificial.

Por otro lado, Reidel confirmó que la CNEA no avanzará con el desarrollo de una versión comercial del CAREM, algo que el propio Guido Lavalle había anticipado en un mensaje de fin de año dentro del organismo nuclear. «El diseño (del CAREM) no es comercialmente viable. No lo vamos a vender, no puede generar plata, pero logró formar a generaciones de ingenieros para construir la próxima generación de reactores», argumentó Reidel este mediodía.

, Nicolás Deza

Loginter presenta SupplySync, una plataforma tecnológica innovadora, desarrollada para conectar a todos los actores clave de la cadena de abastecimiento – proveedores, transportistas, centros de transferencia, plantas, y clientes – en un mismo ecosistema digital.

“SupplySync es una herramienta indispensable para todas las industrias en que la disponibilidad de productos y servicios en tiempo y forma son factores fundamentales para garantizar la eficiencia operativa, la optimización de costos, y la competitividad en el mercado. Con este nuevo desarrollo, estamos facilitando una solución logística tecnológica que brinda visibilidad, coordinación y trazabilidad de punta a punta de toda la cadena de suministro”, señaló Gustavo Castelló, director de Sistemas y Tecnología de Loginter.

En este sentido, SupplySync entrega cinco beneficios clave:

1. Mayor Visibilidad: basada en el análisis de las distintas etapas del proceso de abastecimiento, la plataforma permite obtenerinformación en tiempo real sobre el estado de las entregas, permitiendo anticipar posibles contratiempos y tomar decisiones informadas.
2. Planificación y análisis de desvíos: SupplySync de Loginter dispone de alertas automáticas que permiten optimizar rutas y recursos logrando una mayor eficiencia en toda la cadena.
3. Reducción de Costos: a través de laautomatización de procesos se logra disminuir los costos de transporte y la posibilidad de caer en errores operativos con costos asociados.
4. Trazabilidad y Cumplimiento: mediante el registro detallado de cada etapa del proceso logístico, SupplySync permite garantizar los controles de calidad y el cumplimiento normativo necesarios para cada industria.
5. Eficiencia Operativa: eliminando los silos de información, la plataforma permite la toma de decisiones informada y conjunta entre todos los actores de la cadena.

Implementación simple y a medida

“El modelo de implementación de SupplySync, junto al alto nivel de parametrización de la plataforma, se adapta con rapidez a las necesidades de las distintas industrias para disponer de la solución en el menor tiempo posible”, aseguró Castelló.

En efecto, la plataforma cuenta con la versatilidad de integrarse efectivamente más allá de la complejidad y madurez tecnológica de cada empresa. Para esto, el proceso de implementación se desarrolla en cuatro fases:

• Diagnóstico Inicial: en el que seanaliza el flujo logístico actual, identificando los sistemas y puntos de integración críticos para optimizar.
• Diseño de la Solución: personalizando los módulos que sean necesarios para una integración eficiente con los sistemas ERP, TMS, WMS, Data Warehouse u otros, en la nube.
• Capacitación y Soporte: que aseguran la formación de los usuarios clave al tiempo que se entrega soporte continuo para asegurar el arranque operativo sin contratiempos.
• Monitoreo y Mejora Continua: como parte integral de los servicios de Loginter, lo que permite una gran agilidad para adaptar la solución a la evolución de cada negocio.

A la fecha, la plataforma se encuentra implementada en distintos clientes de la industria energética que, por sus características, requieren de una alta planificación, previsibilidad, y disponibilidad de productos y servicios clave para sus operaciones.

Para más información sobre SupplySync, los interesados pueden contactarse con Loginter desde su chatbot en su sitio web.

“De esta manera, Loginter, refuerza su propósito de ser la compañía que brinda las mejores soluciones logísticas y tecnológicas de la región”, concluyeron desde la compañía.

, Redaccion EconoJournal

Distribuidoras eléctricas de la provincia de Buenos Aires presentaron una nota al gobernador Axel Kicillof para solicitarle una recomposición del Valor Agregado de Distribución (VAD) para que puedan saldar las deudas que mantienen con Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). El pedido de actualización de las tarifas es para que puedan adherirse al esquema de saneamiento de la deuda millonaria de las distribuidoras con Cammesa que lanzó este miércoles el gobierno. La nota la presentó la Federación de Cooperativas de Prestadores Eléctricos de la Provincia de Buenos Aires (APEBA), entidad que brinda servicio a medio millón de usuarios.

El esquema para regularizar la morosidad de las distribuidoras y cooperativas establece hasta 12 meses de gracia y 72 cuotas (6 años) a una tasa equivalente al 50% de la del Banco Nación. Aplica a deudas hasta el 30 de noviembre de 2024.

El gobierno instrumentó la medida este miércoles en el Boletín Oficial a través de la disposición 1 de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, a cargo de Damián Sanfilippo. El Poder Ejecutivo había formalizado el régimen a través del decreto 186 publicado el 13 de marzo. El monto pendiente de pago con Cammesa de todo el sector de distribución del país había trepado a fines del año pasado a cerca de US$ 1100 millones.

Formalmente el esquema se denomina Régimen Especial de Regularización de Obligaciones del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Las empresas tienen 15 días hábiles para adherirse al régimen.

Entre las distribuidoras que operan en el interior de Buenos Aires, EDEA había pagado en enero de 2024 el 1,9% de su factura, en febrero el 1,6% y en marzo el 12,7%. A partir del segundo trimestre, luego de que el gobierno de Axel Kicillof le otorgara un aumento tarifario, comenzó a normalizar parte de su deuda corriente al pagar un 50,3% en abril y un 100% en mayo. El mismo patrón se observó en los casos de Edelap, EDEN y EDES.

Varias de las cooperativas bonaerenses también habían comenzado a normalizar sus deudas. Las cooperativas de Zarate, Luján, Pergamino, Tandil, Necochea, Azul, Chacabuco y Salto son algunas de las que integran esa lista. Sin embargo, las de Villa Gesell, Tres Arroyos, Mariano Moreno, y Las Flores seguían sin pagar a fines del año pasado.

Pedido

Las distribuidoras de Buenos Aires reclaman al gobernador Kicillof una actualización del VAD antes de poder adherirse al esquema de regularización de la deuda del gobierno nacional y afrontar el flujo de pagos mensuales de este año por la energía que le compran a la administradora eléctrica. Advierten que si en Buenos Aires las tarifas eléctricas van a pisarse, no van a poder formar parte del régimen de regularización.

La deuda millonaria con Cammesa, que abarca a todo sector de distribución del país, es por la energía que las compañías distribuyeron a los usuarios pero que no la pagaron por la política de congelamiento de tarifas. La diferencia la afronta el Estado con fondos del Tesoro.

Puntualmente en Buenos Aires hay alrededor de 200 cooperativas y 35 son agentes del mercado eléctrico, es decir, le compran la energía a Cammesa que, a su vez, adquiere de las generadoras. Un tercio de las distribuidoras que son agentes del MEM acumulan deudas millonarias.

“La provincia de Buenos Aires también es responsable de la continuidad de las cooperativas. Tiene que poder acompañarnos”, señaló a EconoJournal una fuente de una cooperativa bonaerense. Y añadió que “nosotros vamos a firmar la adhesión al régimen, pero tenemos que saber que vamos a poder pagar la deuda. Deberíamos tener también un proceso de Revisión Tarifaria Integral (RTI) en la provincia”.

Esquema

Además de los beneficios, y como contraprestación, en el plan de regularización de morosidad el gobierno exige a las empresas eléctricas pagar la deuda corriente sin atrasos y la obligación de presentar planes de inversión en infraestructura para mejorar el servicio. “Quienes incumplan perderán el beneficio automáticamente y enfrentarán sanciones”, afirmó el gobierno en un comunicado difundido este miércoles.

El artículo 4 de la disposición de la Subsecretaría de Energía Eléctrica indica “que en todos los casos en que se registre mora de un agente distribuidor en la facturación corriente o en una cuota correspondiente tanto al Régimen aquí establecido como a los regímenes anteriores, Cammesa intimará a la distribuidora, y habiendo transcurrido 30 días desde la notificación cursada; Cammesa automáticamente procederá a dejar sin efecto el plan de pagos”.

La compañía administradora “queda facultada a iniciar acciones legales pertinentes a perseguir las cobranzas contra aquellos agentes distribuidores que hayan incumplido” con el régimen.

Además, el esquema que lanzó el gobierno contempla que las empresas que hayan regularizado sus pagos en 2024 y no tengan deudas anteriores a diciembre de 2023 podrán acceder a créditos en sus facturas “para promover una cultura de cumplimiento”, señaló el gobierno. El plazo para que las distribuidoras puedan adherirse es de 60 días corridos.

, Roberto Bellato

 La Asociación de Distribuidores de Gas de la República Argentina (ADIGAS) renovó, en Asamblea ordinaria, su Consejo de Administración para el período 2025-2027 siendo reelecto como titular de la organización que nuclea a las nueve distribuidoras de gas natural por redes del país, el actual presidente de Camuzzi, Jaime Barba.

Lo acompañarán como vicepresidentes 1° y 2°, respectivamente, el gerente general de Naturgy BAN, Gerardo Gómez; y el director de Gasnea, Carlos Castro.

Nombramientos

El secretario será Dante Dell´Elce (Litoral Gas); el tesorero Sebastián Mazzucchelli (Metrogas); y los vocales Claudio Encinas (Camuzzi); Natalia Rivero (Ecogas); y Ariel Sánchez (Naturgy NOA). A su vez, el síndico titular será Mariano Belinco (Camuzzi).

Trayectoria

Barba es abogado graduado en la Facultad de Ciencias Jurídicas y Sociales de la Universidad Nacional del Litoral – Santa Fe, y cuenta con estudios de posgrado en el IAE y el CEDEF. Posee una vasta trayectoria en el sector energético.

Entre 1996 y 2004 se desempeñó en la Empresa Distribuidora de Electricidad de Entre Ríos Sociedad Anónima (EDEERSA), ocupando distintos cargos de responsabilidad, hasta asumir la Presidencia y Dirección General de la misma.

Posteriormente trabajó en la Empresa Distribuidora y Comercializadora Norte Sociedad Anónima (EDENOR). Fue Gerente General de EMDERSA y presidente de Empresa Distribuidora Norte S.A. (EDEN), Empresa Distribuidora de Electricidad de Salta S.A. (EDESA), Empresa Distribuidora de Electricidad de San Luis S.A. (EDESAL), Empresa Distribuidora de Electricidad de La Rioja S.A. (EDELAR), además de director y miembro del Comité Ejecutivo de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA).

Se incorporó a Camuzzi en el año 2017 y es, en la actualidad, el presidente de Camuzzi Gas Pampeana y Camuzzi Gas del Sur y gerente general de las compañías. Adicionalmente, también se desempeña como miembro de la Comisión fiscalizadora del Paraná Rowing Club, integrante del Consejo Directivo y presidente de la Subcomisión de Asuntos Legales de la Unión Argentina de Rugby (UAR) y durante 2023, integró el Consejo Directivo de World Rugby.

, Redaccion EconoJournal

Pluspetrol, una de las cuatro mayores productoras de hidrocarburos de la Argentina, comenzó a exportar gas natural desde sus yacimientos en Vaca Muerta hacia Brasil a través de Gas Bridge Comercializadora (GBC), una subsidiaria del grupo establecida en territorio brasileño.

Las exportaciones comenzaron el 18 de abril. Según precisaron desde la compañía, el gas de Vaca Muerta recorre el país a través de la red troncal de gasoductos argentinos desde la cuenca neuquina hasta Salta. El gas es transportado por el gasoducto Madrejones – propiedad de Refinor- hasta Bolivia lugar en el que se utiliza la infraestructura de YPFB, la petrolera estatal boliviana, para llegar a su destino final: el mercado brasileño.

Julián Escuder, gerente general de la compañía, aseguró: “Este hito representa un paso más en nuestra estrategia de crecimiento y desarrollo del mercado regional del gas natural, logrado gracias al esfuerzo y colaboración de todos los actores que participaron del proceso”.

El ejecutivo sostuvo que “esta operación representa el paso inicial para lograr el objetivo de consolidar un abastecimiento significativo desde Vaca Muerta hacia el mercado de Brasil en el largo plazo”.

Crecimiento y expansión

La expansión de la compañía hacia el mercado brasilero va en línea con sus objetivos de crecimiento que se han materializado desde la compra de los seis activos petroleros que operaba ExxonMobil en Vaca Muerta, a lo que se sumó su participación como accionista en el proyecto Vaca Muerta Sur (VMOS).

También, con su meta de posicionarse como una compañía exportadora de gas hacia los mercados regionales puesto que además de concretar los envíos de gas hacia Brasil, la empresa cubrirá toda la demanda de gas natural de Uruguay.

Esto es así porque en marzo la compañía controlada por accionistas locales será la nueva proveedora de la Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Pórtland (Ancap), la empresa pública uruguaya que se encarga de la provisión de gas natural a la totalidad de los usuarios del país vecino. El contrato firmado por la empresa tendrá vigencia hasta diciembre de 2028 y el suministro se garantizará con gas proveniente del yacimiento La Calera, el principal activo que posee la compañía en la formación no convencional. 

A su vez, con las exportaciones hacia Brasil, se sumó a la lista de compañías que están comercializando el gas de Vaca Muerta hacia otros mercados como Tecpetrol y TotalEnegies, que en los últimos días concretaron exportaciones utilizando la infraestructura existente de gasoductos de los tres países.

, Loana Tejero

La Society of Petroleum Engineers (SPE) Argentina recibió en la ciudad de Buenos Aires al Directorio Internacional de la SPE International, en el marco de su reunión global celebrada el domingo 13 de abril en Buenos Aires. El encuentro, realizado en el hotel Hilton, reunió a referentes internacionales del sector energético para debatir sobre los desafíos y oportunidades que enfrenta la industria a nivel mundial.

A lo largo de la jornada se promovieron espacios de diálogo, reflexión técnica y planificación estratégica, con el objetivo de seguir construyendo una comunidad profesional más colaborativa, diversa y preparada para el futuro, según detallaron desde la organización.

Desde SPE Argentina expresaron su agradecimiento por la presencia y el compromiso de los miembros del Directorio Internacional: Olivier Houzé (KAPPA Engineering); Jennifer Miskimins (Colorado School of Mines); Terry Palisch (CARBO Ceramics); y Simon Seaton (CEO y vicepresidente ejecutivo de SPE International).

“El intercambio con referentes globales de la SPE es una oportunidad única para crecer como comunidad y seguir impulsando el desarrollo profesional de nuestros miembros”, destacó María Isabel Pariani, vicepresidente segundo de la SPE Argentina.

La visita del Directorio Internacional reafirma el compromiso de SPE Argentina con la excelencia técnica, la innovación y el desarrollo del conocimiento como pilares para el crecimiento sostenible del sector energético, tanto a nivel local como global, remarcaron desde SPE Argentina.

Trayectoria

SPE Argentina Asociación Civil es una organización sin fines de lucro integrada por miembros individuales. En la actualidad, cuenta con unos 400 socios activos y forma parte de una red internacional que agrupa a más de 140.000 profesionales, ingenieros, científicos y técnicos vinculados a la industria del petróleo y gas, distribuidos en 150 secciones a lo largo de 58 países.

El financiamiento de sus actividades se realiza a través de los aportes de sus asociados y de los ingresos generados por iniciativas como almuerzos técnicos, congresos, cursos y eventos de formación.

, Redaccion EconoJournal

El gobernador de Chubut, Ignacio Torres, adelantó la semana pasada que convocará a un acuerdo de competitividad que le permita a la industria hidrocarburífera en la Cuenca del Golfo poder sobrellevar un momento de desafíos de sostenibilidad, no sólo por el declino natural de los campos maduros sino también por los costos de operación y mantenimiento de los yacimientos, en promedio.

En un contexto de mayor vulnerabilidad para el petróleo convencional ante el riesgo de un nuevo ciclo internacional de precios bajos del crudo, el mandatario de Chubut realizó un llamado a intendentes, sindicatos y petroleras a un encuentro de productividad que se realizará en Comodoro Rivadavia. Pero más allá del anuncio oficial, no existen aún elementos concretos ni negociaciones en marcha entre actores privados, públicos y sindicales para avanzar con un plan de mejora de competitividad, lo que acrecienta la urgencia de intentar resolver la crisis que atraviesa los actividad convencional en las provincias de Chubut y Santa Cruz. Un relevamiento de los costos del negocio petrolero en el Golfo relevados por EconoJournal evidencian la imposibilidad de perforar nuevos pozos en los campos maduros.

Números críticos

Al analizar un pozo tipo en el Golfo San Jorge, que acumula a lo largo de su vidal útil unos 100.000 barriles de petróleo, se desprende que a los números actuales el costo de desarrollo asciende a los US$ 20 por barril, sin considerar el valor del dinero en el tiempo ni los costos financieros. A eso hay que sumarle, costos de operación y mantenimiento (Opex) que rondan los 35 dólares y regalías provinciales del 15% (unos US$ 9,50 por barril), retenciones a la exportación en la banda del 8%, Ingresos Brutos de 3% (US$ 1,90). El resultado es un costo estimado total por barril producido de más de US$ 71 que no se recupera en el mercado.

De fondo, lo que queda de manifiesto es que si bien el petróleo de tipo pesado que se extrae en Chubut y el norte de Santa Cruz se paga en el mercado local cerca de un 10% por encima del Brent —que este martes rebotó arriba de los US$ 67—, la cifra que reciben los productores del Golfo no es suficiente para asegurar la continuidad de la perforación en la cuenca.

A eso se refirió el gobernador Torres en la acto de la semana pasada cuando dijo que «la semana pasada (cuando el importe del Brent perforó la barrera de los 60 dólares por la guerra de aranceles promovida por el presidente estadounidense Donald Trump) el precio del barril estuvo cerca de ser negativo«. Hacía referencia, en realidad, a que el precio de venta del crudo que se extrae en Chubut no repaga los elevados costos de operación —incrementados en los últimos 12 meses por la apreciación cambiaria— en el Golfo San Jorge.

En rojo

«El Opex promedio de un campo maduro no debería superar los 25/30 dólares en barril, como sucede en EE.UU., cuando hoy algunos yacimientos de Santa Cruz tienen costos de O&M cercanos a los 50 dólares. Hay mucho por hacer», señaló el gerente general de una empresa petrolera.

El presente refleja que varias empresas de servicios especiales cerraron en los últimos cuatro meses sus bases de operaciones en Chubut y Santa Cruz, tal como consignó Econojournal, con el riesgo de que la reconversión forzosa de la cuenca del Golfo San Jorge devenga en una proceso de descomposición del sector que se debería atender en el corto plazo.

“El objetivo es ralentizar el declino de producción de la cuenca y que empecemos a producir más”, justificó Torres en su lanzamiento del encuentro con todos los actores de la provincia para un compromiso de competitividad que forme parte de un acuerdo social más ambicioso, para convalidar una agenda de desarrollo aún en un año electoral.

Las reformas en carpeta

Ante ese escenario que requiere de medidas de corto plazo para revertir la situación, hay consenso importante sobre la necesidad de evaluar una seride medidas entre las que figuran a) una revisión fiscal a nivel provincial, que implique una reducción de regalías en campos maduros, y b) la eliminación de Ingresos Brutos sobre perforación de pozos y sobre los proveedores que hoy generan un efecto de “impuestos en cascada”.

En cuanto a las reformas a nivel nacional, la piedra angular es discutir la eliminación o reducción de las retenciones a la exportación de crudo convencional, un reclamo transversal a otros sectores productivos que argumentan que castigar las exportaciones es un contrasentido en un país que necesita dólares.

Pero el sector también demanda lo que se denomina una reducción del Opex laboral, para lo cual se propone la oportunidad de crear un régimen sindical diferenciado para campos maduros que permita cuadrillas multifunción, con menor dotación y mayor productividad, sin precarizar. Esa discusión debería incluir la modernización de los estándares operativos para que se puedan usar equipos más chicos y eficientes, con menos personal.

Finalmente, toda reforma integral debe contemplar la etapa de financiamiento e incentivos para perforar. Es ahí, donde se requiere facilitar el acceso al crédito en condiciones competitivas también para proyectos convencionales, hoy desplazados por el apetito financiero que despierta Vaca Muerta que en los últimos años viene atrayendo las mayores inversiones por su alta rentabilidad.

«Si no se actúa con decisión, provincias como Chubut, Santa Cruz y Mendoza, que no tienen el “maná” de Vaca Muerta, seguirán viendo cómo sus niveles de actividad se desploman y sus empresas de servicios migran hacia Neuquén», anticipó el presidente de otra petrolera independiente.

, Ignacio Ortiz

Camuzzi lanzó la calculadora de huella de carbono, una herramienta gratuita, simple y accesible que permite a los usuarios estimar el impacto ambiental generado por el consumo de gas natural en los hogares, en el marco del Día Internacional de la Tierra.

“La iniciativa busca concientizar sobre la importancia del uso responsable de la energía y fomentar pequeños cambios en la vida cotidiana que ayuden a reducir las emisiones”, remarcaron desde la firma.

Se puede acceder a esta nueva herramienta desde la página web de la distribuidora, Simulador de Consumo | Camuzzi Gas.

¿Qué es la huella de carbono y por qué importa?

La huella de carbono es un indicador que mide la cantidad de gases de efecto invernadero (como el CO₂ y el metano) que se liberan a la atmósfera como consecuencia de nuestras actividades diarias, como el uso de transporte, el consumo de bienes, la electricidad o la calefacción. Se expresa en kilogramos de CO₂ equivalente (CO₂e).

Aunque el gas natural es la fuente de energía más limpia entre los combustibles fósiles, su consumo también forma parte de la huella de carbono. Por eso, conocerla es el primer paso para reducirla.

La calculadora desarrollada por Camuzzi estima primero el consumo bimestral de gas natural, expresado en m3, a partir de los artefactos que el usuario indica que utiliza a diario en su hogar. Con esos datos ingresados, la plataforma proyecta el impacto ambiental que se genera.

Consejos para reducir el consumo y el impacto

Además de la calculadora, Camuzzi comparte recomendaciones prácticas para promover un uso responsable y eficiente del gas natural (Ahorro de Energía | Camuzzi Gas), que incluyen:

• Apagar los artefactos en “piloto” cuando no se usan. Este consumo pasivo puede representar más de un 10% del consumo del hogar.
• Calefaccionar a una temperatura máxima de 20 ºC.
• Siempre que sea posible, adquirir artefactos de Clase A adaptados a las necesidades del hogar.
• Evitar el uso innecesario del horno, pues su consumo equivale a tres hornallas encendidas.
• Calefaccionar sólo aquellos ambientes donde haya gente.
• No abrir ventanas para bajar la temperatura. Regularla a través de los propios artefactos instalados.
• Regular la temperatura del agua desde el calefón o termotanque para evitar mezclar agua caliente y fría al mismo tiempo.

“El objetivo de esta nueva herramienta es que el usuario pueda dimensionar el resultado de sus hábitos cotidianos, para favorecer la adopción de nuevas medidas que permitan promover una reducción del consumo, y de esta manera generar un impacto positivo en el ambiente”, remarcaron.

Un compromiso que empieza desde adentro

Desde Camuzzi precisaron: “Como principio rector de su gestión ambiental, la compañía ha asumido la responsabilidad de utilizar los recursos de forma racional, y de prevenir y mitigar los impactos ambientales vinculados con sus actividades”.

Este enfoque implica la instrumentación de políticas tendientes a mitigar fugas de gas en las instalaciones e incrementar las eficiencias de los procesos para la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, tanto en la fase de diseño de un proyecto y la construcción de las distintas infraestructuras energéticas, como asi también durante la gestión del mantenimiento de los activos y la prevención de roturas. La compañía además cuenta con políticas y procedimientos vinculados al cuidado del recurso hídrico, la gestión de residuos, la reutilización de material de rezago, y la digitalización de los distintos procesos administrativos y comerciales, que han permitido una importante reducción del consumo de papel.

Camuzzi se encuentra además desarrollando, junto a consultores especializados, la estructura de su Inventario Corporativo de Gases de Efecto Invernadero, un paso clave hacia la medición de su propia huella.

, Redaccion EconoJournal

En un contexto global cada vez más enfocado en la sostenibilidad, las empresas enfrentan el desafío de alinear sus operaciones con marcos internacionales que garanticen un desarrollo responsable. Dado esto, dos conceptos clave –el enfoque ESG (Environmental, Social and Governance) y el Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® (PCRMA®)– se presentan como aliados estratégicos, especialmente para la industria química y petroquímica. Estas iniciativas comparten objetivos fundamentales y pueden complementarse, a pesar de sus diferentes orígenes. Mientras ESG es un estándar aplicable a todas las industrias y muy valorado por inversores y stakeholders globales, el PCRMA® –conocido internacionalmente como Responsible Care®– es un programa voluntario y específico del sector químico y petroquímico, con una fuerte impronta técnica y operativa.

El Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® fue creado en Canadá en 1984 y hoy está presente en más de 70 países. En la Argentina, es administrado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) y cuenta con acreditación bajo la norma IRAM-ISO/IEC 17067:2015, esquema tipo 6, del Organismo Argentino de Acreditación (OAA). “Su aplicación permite a las empresas de la industria química y petroquímica, junto a su cadena de valor, operar bajo principios de mejora continua en áreas clave como salud ocupacional, seguridad de procesos, cuidado ambiental y gestión de riesgos”, desatacaron desde la CIQyP®

Por otro lado, el enfoque ESG evalúa el desempeño empresarial en tres pilares: Ambiental, Social y Gobernanza. Este marco es adoptado por empresas de todos los sectores como una guía para mejorar su reputación, atraer talento, cumplir con las exigencias regulatorias y demostrar solidez a largo plazo ante los inversores.

Impacto

“La implementación del PCRMA® es una herramienta concreta para que las empresas del sector gestionen y mejoren su desempeño ambiental y social, que son precisamente los pilares evaluados por ESG. No son marcos competitivos, sino complementarios: uno ofrece el marco operativo y el otro, el marco de evaluación y comunicación del compromiso empresarial con la sostenibilidad”, señaló el Ing. Rolando García Valverde, Líder de Desarrollo Sustentable y Medio Ambiente de la CIQyP®.

Sin embargo, el pilar de Gobernanza del ESG (la «G») va más allá del enfoque específico del PCRMA®, ya que incluye aspectos como la estructura del directorio, la ética corporativa, la transparencia financiera y el cumplimiento normativo en general. Por lo tanto, para desarrollar una estrategia ESG integral, las empresas deben complementar la gestión técnica del Programa con políticas de gobernanza robustas.

“El PCRMA® y ESG actúan como piezas que se complementan en el compromiso de las empresas con la sostenibilidad. Responsible Care® proporciona a la industria química y petroquímica un marco para la mejora continua y la gestión responsable, mientras que ESG facilita la comunicación de ese desempeño de manera clara y coherente ante los diferentes grupos de interés”, aseguraron desde la Cámara de la Industria Química y Petroquímica.

, Redaccion EconoJournal