Autor: Mejor Energía

  • YPF anunció el pozo «más rápido de la actividad no convencional»

    YPF anunció el pozo «más rápido de la actividad no convencional»

    YPF comunicó hoy que alcanzó un nuevo récord “al perforar el pozo más rápido de toda la actividad No Convencional”. Lo dio a conocer su presidente, Horacio Marín, que destacó el logro que vinculó al desempeño técnico que permite el equipo de especialistas y el Real Time Intelligence Center. Se trata del dispositivo para operar los pozos de Vaca Muerta a distancia con la última tecnología en materia de perforaciones predictivas con inteligencia artificial.

    “Es el resultado del trabajo en equipo, sumado a la tecnología de última generación del Real Time Intelligence Center. En tan solo 10 días, perforamos 5520 metros, con 2573 metros de rama lateral útil”, comunicó Marín en su cuenta de la red LinkedIn la nueva marca que fue alcanzada en el bloque Aguada del Chañar.

    El bloque es una nueva apuesta de la compañía, que recientemente se asoció en ese tramo de Vaca Muerta con CGC, que ingresó con el 49 por ciento a ese yacimiento, que sigue operando YPF. Está en la zona donde ya se registran muy buenos resultados en otros dos bloques: La Amarga Chica (YPF) y Bajada del Palo (Vista Energy).

    En diciembre pasado la compañía dio a conocer en su torre de Puerto Madero la puesta en marcha de un nuevo sistema de perforación y análisis de datos a distanciaCon un pulso de medición de 60 variables en todos sus pozos optimiza su desempeño en una perforación cualquiera.

    El objetivo central es la mejora de la productividad y la reducción de costos.

    Con un sistema de perforación predictiva, basado en la información de su historial de pozos, toma las mejores opciones en las extensas ramas laterales. Todo desde su centro de monitoreo en Buenos Aires, donde un equipo de ingenieros y especialistas mantienen contacto segundo con el plantel de trabajadores en cada bloque productor.

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  • Los detalles del memorándum que firmaron YPF y Santa Cruz

    Los detalles del memorándum que firmaron YPF y Santa Cruz

    Después de casi un año de negociaciones, YPF alcanzó un acuerdo con el Gobierno de Santa Cruz para revetir las áreas y permitir la reversión de diez áreas maduras en su parte del Golfo San Jorge. La estatal-provincial FOMICRUZ se hará cargo en un periodo de transición, en el que la compañía encabezada por Horacio Marín se comprometió a sanear los pasivos ambientales de casi 80 años de explotación.

    El Memorándum de Entendimiento fue firmado por el gobernador Claudio Vidal y el presidente de la compañía Horacio Marín. Todas las áreas pasarán a FOMICRUZ,  que después de un análisis de la situación de ambiental, que realizará una universidad nacional, serán relicitadas en la búqueda de nuevas empresas que quieran explotar petróleo y gas de estos bloques. 

    El acuerdo es en el marco del Plan Andes, el proyecto de YPF para desprenderse de activos que por el tamaño de la compañía no son rentables, en particular yacimientos maduros de baja producción. De este modo, la empresa bajo control del Estado nacional quiere enfocar sus esfuerzos en Vaca Muerta y en la exportación de petróleo y de gas -en este último caso, a través de GNL-.

    Luego de meses de trabajo, los equipos técnicos de YPF y del Ministerio de Energía y Minería de Santa Cruz llegaron a un acuerdo que, en primer lugar, permite que YPF realice la concesión a FOMICRUZ de los yacimientos Cerro Piedra-Cerro Guadal Norte, Barranca Yankowsky, Los Monos, El Guadal-Lomas del Cuy, Cañadón Vasco, Cañadón Yatel, Pico Truncado-El Cordón, Los Perales-Las MesetasCañadón León-Meseta Espinosa y Cañadón de la Escondida-Las Heras.

    En un plazo de 30 días se procederá a la formalización de la cesión de las áreas, como así también las concesiones de transporte asociadas, que vincula la planta de Las Heras el ingreso a la terminal de Termap en Caleta Olivia, a la vez que evaluarán en forma conjunta el estado de situación de la concesión Magallanes.

    La provincia e YPF se comprometen a constituir una mesa de trabajo a fin de evaluar en forma conjunta el estado de situación de la concesión a nuevos concesionarios. FOMICRUZ llevará adelante el proceso licitatorio de las concesiones a fin de determinar la o las nuevas empresas hidrocarburíferas concesionarias.

    Desde Santa Cruz destacan que la o las nuevas empresas concesionarias absorberán los contratos y el personal que actualmente posee YPF con las empresas de servicio y el personal directo de YPF.

    Una universidad o entidad estatal de reconocida trayectoria y aprobada capacidad técnica llevará adelante en un plazo de 180 días el estudio de los pasivos ambientales existentes en las totalidades de las concesiones de YPF. Una vez presentado el estudio, YPF elaborará un plan de trabajo para el saneamiento de los pasivos, plan de trabajo que no podrá exceder los cinco años.

    Para el abandono de los pozos, la o las nuevas empresas concesionarias, presentarán el detalle definitivo de los pozos a abandonar e YPF dispondrá cuatro equipos de abandono durante 4 años para la realización de las tareas, reforzándose con dos equipos más en los dos primeros años. Un total de seis equipos para esta tarea.

    YPF compensará a la provincia por los compromisos globales de inversión pendientes de ejecución a la fecha de sesión emergente. Esa sesión suge de la carta de intención suscripta entre el gobierno de Santa Cruz e YPF en agosto de 2022. A la fecha, los compromisos pendientes de ejecución ascienden a la suma de 135 millones de dólares.

    En lo que hace al stock de almacenes, YPF cederá a FOMICRUZ materiales por hasta un valor de 10 millones de dólares a acordar entre las partes de los almacenes que YPF posee en la provincia de Santa Cruz.

    YPF realizará el concepto de resarcimiento histórico e integral de un aporte económico a la provincia de Santa Cruz. El monto del bono será de 200 millones de dólares con objetivo al programa de infraestructura provincial y será depositado en la cuenta corriente correspondiente al Fondo Fiduciario UNIRSE.

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  • La agenda energética de Trump y su impacto en la geopolítica global y Argentina

    La agenda energética de Trump y su impacto en la geopolítica global y Argentina

    Estados Unidos y su política energética bajo Donald Trump marcan el rumbo del mercado global, con énfasis en el GNL y la expansión hidrocarburífera. A su vez, Argentina, con proyectos estratégicos como Vaca Muerta Oil Sur, se prepara para disputar su lugar en la nueva geopolítica energética.

    Ambos temas forman parte de la agenda del informe presentado por Juan José Carbajales, dircetor de la consultora Paspartú y actual titula del IGPUBA.

    El documento revela que en un contexto global marcado por tensiones geopolíticas, disrupciones tecnológicas y una transición energética desigual, Estados Unidos vuelve a ocupar un lugar central como actor clave del nuevo orden energético mundial.

    La política energética del gobierno de Donald Trump, centrada en la expansión hidrocarburífera y la presión comercial mediante la fijación de aranceles, se mantiene vigente, posicionando al país en una encrucijada clave en la dinámica energética global.

    «La producción de petróleo en Estados Unidos ha alcanzado niveles récord en los últimos años, consolidando al país como uno de los principales productores globales. Sin embargo, la sostenibilidad de esta expansión empieza a generar interrogantes debido a la fatiga de la cuenca Permian, que ha sido el motor de este auge, y a los crecientes costos asociados con una política comercial impredecible, especialmente en términos de tarifas arancelarias», detalla el informe.

    En particular, la reciente aplicación de un arancel recíproco del 10% sobre productos energéticos, anunciado por la administración Trump, subraya una estrategia comercial centrada en la competencia agresiva y la presión sobre otros actores clave del mercado energético global.

    Por otra parte, el análisis de Carbajales muestra cómo el LNG se ha convertido en una herramienta de política exterior.

    «El renovado impulso al Gas Natural Licuado (GNL) no solo ha impulsado la economía estadounidense, sino que también ha adquirido un papel crucial en la estrategia geopolítica del país. El GNL se ha convertido en una herramienta clave para consolidar el liderazgo exportador de Estados Unidos, fortaleciendo su balanza comercial y su posición en la geopolítica energética internacional», afirmó.

    En este marco, el país busca capitalizar su ventaja competitiva en el sector del GNL, no solo como un motor económico interno, sino como una palanca de influencia en mercados clave, particularmente en Europa, China e India.

    En este contexto, surge la pregunta sobre cómo se reconfigurarán los mercados internacionales de energía y qué nuevos marcos de cooperación energética podrían surgir a nivel global.

    A nivel internacional, las perspectivas energéticas para Argentina presentan tanto desafíos como oportunidades. Mientras algunos inversores extranjeros se retiran del mercado argentino, en parte debido a la incertidumbre económica y política, surgen nuevos focos de interés, especialmente desde el mercado brasileño.

    En este sentido, el avance de proyectos clave como el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) podría abrir nuevas ventanas de oportunidad para Argentina en los mercados globales de energía.

    El proyecto VMOS, aprobado recientemente bajo el Régimen de Inversiones para la Generación de Ingresos (RIGI), ha sido identificado como un “Proyecto de Exportación Estratégica de Largo Plazo”.

    La Resolución 302/25 del Ministerio de Economía de la Nación, publicada el 21 de marzo de 2025, autoriza a VMOS SA, el consorcio encargado de esta iniciativa, a desarrollar un oleoducto en la provincia de Río Negro, con una capacidad base de 377.400 barriles por día.

    Liderado por YPF, en asociación con otras compañías nacionales como Pan American Energy, Vista Energy, Pluspetrol y Pampa Energía, y con la reciente incorporación de Chevron y Shell, el proyecto representa una inversión estratégica con la capacidad de generar un flujo de ingresos de hasta 17.000 millones de dólares anuales para el 2030.

    El impacto del Vaca Muerta Oleoducto Sur (VMOS) no solo tiene implicaciones directas para la economía de Argentina, sino también para su posicionamiento dentro del mercado energético global.

    «Con la capacidad de generar ingresos por hasta 9.300 millones de dólares anuales, el proyecto se perfila como un actor clave para la estabilización de la balanza comercial del país, especialmente en el contexto de un mercado global altamente competitivo», concluye el informe de Paspartú.

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  • La inteligencia artificial consumirá el 5% de la electricidad en Latinoamérica para 2035

    La inteligencia artificial consumirá el 5% de la electricidad en Latinoamérica para 2035

    La Inteligencia Artificial (IA) está revolucionando sectores clave de la economía mundial, y América Latina y el Caribe (ALC) no son la excepción. Según un informe técnico de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), se estima que la IA representará el 5% del consumo total de electricidad en la región para 2035.

    Este incremento, que alcanzaría más de 120 teravatios hora (TWh) anuales, refleja el alto impacto que tendrá el crecimiento acelerado de la tecnología en los sistemas energéticos de ALC, planteando retos significativos para la infraestructura eléctrica de la región.

    En la actualidad, existen 455 centros de procesamiento de datos dedicados a aplicaciones de IA en América Latina y el Caribe. Estos centros de datos, que son la columna vertebral del desarrollo y operación de la inteligencia artificial, están diseñados para manejar grandes volúmenes de información y soportar complejos procesos computacionales, como el entrenamiento de algoritmos de IA, la ejecución de consultas y la administración de datos en tiempo real.

    A partir de un análisis extrapolado de los 7.000 centros de datos de IA a nivel mundial, que consumen colectivamente unos 350 TWh anuales, se calcula que cada centro en la región consume un promedio de 50 gigavatios hora (GWh) de electricidad por año.

    Esta cifra implica que, en 2023, los centros de datos de IA representaban aproximadamente el 1,6% del consumo total de electricidad en ALC. Aunque este porcentaje puede parecer modesto, el crecimiento acelerado del sector proyecta un aumento exponencial en la demanda de energía para la próxima década.

    A nivel global, se espera que el número de centros de datos dedicados a la IA se incremente en un 165% entre 2023 y 2030, lo que representa una tasa promedio anual del 15%.

    En América Latina, esta expansión será igualmente notable, y se prevé que la región experimentará un aumento sin precedentes en la demanda energética asociada al funcionamiento de servidores de IA.

    Este crecimiento viene impulsado por la necesidad de gestionar la inteligencia artificial generativa y los enormes volúmenes de datos que procesan estas plataformas.

    El impacto de esta expansión es considerable, ya que la infraestructura energética de ALC deberá adaptarse para hacer frente a las necesidades de un sector de alta demanda energética.

    Además de los costos asociados a la electricidad, el consumo energético de los centros de datos de IA implica desafíos logísticos y medioambientales, pues estos centros requieren sistemas de enfriamiento de alto rendimiento para evitar el sobrecalentamiento de los equipos, lo que aumenta aún más la demanda de energía.

    El secretario ejecutivo de OLADE, Andrés Rebolledo, señaló que «la transformación digital de nuestros sistemas productivos debe ir de la mano con una planificación energética responsable y sostenible».

    Esta observación es crucial, ya que el crecimiento de la inteligencia artificial podría generar una competencia por los recursos energéticos en ALC, enfrentando a los centros de datos de IA con sectores fundamentales como el residencial, el industrial y el transporte.

    Para los expertos, el aumento de la demanda de electricidad en América Latina debido a la expansión de la inteligencia artificial puede generar un estrés considerable en las redes de distribución y en la capacidad de generación de energía de muchos países.

    Algunos países de la región ya enfrentan desafíos en términos de infraestructura eléctrica insuficiente y, a medida que la IA se consolida como una tecnología clave, será fundamental que los gobiernos y las empresas inviertan en la modernización de sus sistemas energéticos.

     

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  • Medele: “Nuestra primera prioridad son los jóvenes neuquinos que se quieran sumar a la industria»

    Medele: “Nuestra primera prioridad son los jóvenes neuquinos que se quieran sumar a la industria»

    El ministro de Energía y Recursos Naturales de Neuquén, Gustavo Medele, destacó el arranque del año en perforación, el aumento en la productividad de las empresas y el objetivo central para Neuquén de seguir formando talento técnico para sostener el crecimiento y la demanda y oferta laboral.

    Medele analizó el desempeño reciente de la industria en la formación de Vaca Muerta. Según destacó, el año comenzó con un incremento en la actividad de perforación que supera el promedio de 2024. “Las mejoras en la competitividad de las empresas permitieron balancear la presión sobre la necesidad de equipamientos”, dijo Medele en diálogo con La Cocina, por Mitre Patagonia.

    En enero se perforaron 64 pozos, una cifra que contrasta con los “45-48 que fueron el promedio” durante 2024, según detalló el ministro. Este incremento se vincula, entre otras cosas, con una mejor gestión de los recursos y un cambio en la estrategia operativa de las productoras. “Se pasó de dos a 15 etapas de fractura diarias en los pozos horizontales de Vaca Muerta. Esta mejora en la utilización de los recursos materiales ha sido una constante de las operadoras”, señaló.

    Medele fue claro respecto a los límites que enfrenta hoy el crecimiento de la producción: “El actual ciclo de crecimiento en Neuquén está dado por la capacidad de vender el producto y la capacidad de evacuación de petróleo y gas, así como los recursos instalados que tienen que ver con equipos de perforación y fractura disponibles, y la logística”. Sobre este punto, remarcó: “Las productoras han gestionado bien esta situación, en parte gracias a un cambio con énfasis en la productividad”.

     

    Consultado sobre el avance del Plan Andes de YPF, que implicó el desprendimiento de campos maduros para concentrarse exclusivamente en Vaca Muerta, Medele explicó que los bloques que la compañía pidió revertir en Neuquén siguen en ese proceso. Se trata de un esquema complejo que implica trabajo técnico intensivo. “Se avanzó en los bloques que YPF pidió la reversión, y continúan en proceso, que tiene varias etapas. El inventario, ese trabajo hay que hacerlo, y muchas veces son visitas a campos, hay que hacer una auditoría, y mucho del trabajo de equipo es el trabajo técnico, que es lo que nos ha llevado la mayor parte del tiempo”, detalló.

    También aclaró que las nuevas empresas que toman los bloques deben comprometerse a inversiones y actividad concreta, algo que no siempre está claramente definido desde el inicio: “Muchas veces en este tipo de campos no es tan clara la actividad, y ahí es donde el trabajo técnico es más intenso”, sostuvo Medele. “Creemos que próximamente estaremos cerrando la parte administrativa y técnica. Hay que seguir los procesos administrativos”, expresó.

    En otro de los ejes de la entrevista, Medele se refirió a la necesidad de contar con personal calificado para acompañar el crecimiento de la industria, en un contexto donde algunas empresas buscan trasladar personal a Neuquén ante despidos en otras regiones del país.

    “Nuestra preocupación es tener el recurso humano para el desafío productivo. El mayor impacto van a ser los programas de capacitación. La formación de cuadros técnicos”. El ministro destacó los programas impulsados por Neuquén y las operadoras, con inversiones en capacitación técnica, con el objetivo de que los jóvenes puedan adquirir experiencia práctica y salir al mercado laboral en condiciones reales.

    Entendemos que hay que ocupar a los jóvenes neuquinos que se quieran sumar a la industria, y esa es nuestra primera prioridad. Hacer todo lo posible para que los chicos que terminan la secundaria puedan incorporarse rápidamente”. “Estamos en ese esfuerzo, en ver cuántos programas de ese tipo podemos impulsar para poner en la mesa el recurso humano capacitado”.

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  • Con producción de TotalEnergies, Brasil recibe por primera vez shale gas de Argentina vía Bolivia

    Con producción de TotalEnergies, Brasil recibe por primera vez shale gas de Argentina vía Bolivia

    El gas de Vaca Muerta ya llega a Brasil por gasoducto, utilizando infraestructura boliviana. El hito lo hizo MTX Comercializadora de Gas Natural, subsidiaria de Matrix Energy, anunció esta semana la primera importación efectiva de gas argentino hacia el mercado brasileño vía Bolivia, según informo la agencia de noticias especializada en energía Eixos.

    La operación fue concretarda el 1 de abril con TotalEnergies como proveedor, uno de los principales productores de gas de Argentina, tanto en el offshore como, en este caso, Vaca Muerta. La compañía francesa produce gas no convencional en el bloque Aguada Pichana Este.

    En agosto del año pasado, la compañía había obtenido la autorización de exportación de hasta 2 MMm3/d de gas natural hacia Brasil en modalidad interrumpible. Ese gas tiene por objetivo ser vendido a Matrix Energy hasta julio de 2025, con un precio de u$s 9,18 por millón de BTU en la frontera con Bolivia.

    La estatal boliviana YPFB es otro actor clave en esta operación, y más desde que amplió sus sservicios de transporte y agregación del gas argentino con destino al mercado brasileño, iniciativa que adelantó Mejor Energía. De este modo, Bolivia apuesta a colaborar con Argentina y Brasil en el transporte de gas natural.

    MTX informó que el objetivo principal de esta primera importación fue validar la viabilidad técnica y logística de la ruta internacional del gasoducto, una conexión que implica múltiples actores coordinados en Argentina, Bolivia y Brasil.

    Los gobierno de Argentina y Brasil tienen un memorandum, firmado durante el G20 de Río de Janeiro, que se encuentra en la etapa de evaluar las mejoras rutas de transporte de gas no convencional, entre ellas la utilización de infraestructura ociosa en Bolivia que ese país alquilaría.

    Además, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, consideró la construcción de un gasoducto directo a la región industria de São Paulo. Aunque otra chance, en el mediano plazo, es enviar a través de la incipiente industria del GNL en el Golfo San Matías.

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  • El Gobierno definió los lineamientos para la ampliación del Gasoducto Perito Moreno bajo iniciativa privada

    El Gobierno definió los lineamientos para la ampliación del Gasoducto Perito Moreno bajo iniciativa privada

    Con la publicación de la Resolución 136/2025 en el Boletín Oficial, la Secretaría de Energía formalizó los lineamientos técnicos, regulatorios y contractuales que regirán la ampliación del Gasoducto Perito Moreno (ex ‘Néstor Kirchner’) en su Tramo I y los tramos finales operados por TGS. El proyecto se llevará adelante bajo el régimen de Iniciativa Privada, sin financiamiento estatal, y prevé la licitación pública de las obras con un modelo “llave en mano”.

    El objetivo es sumar 14 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) a la capacidad de transporte, alcanzando un total de 35 MMm3/d en la traza. Según la resolución, «la no intervención estatal en la construcción y en el financiamiento de la infraestructura redunda en un considerable ahorro fiscal» y permitirá sustituir importaciones de GNL y combustibles líquidos.

    La medida aprueba los Lineamientos para la Asignación de Capacidad Incremental en el Perito Moreno y en los tramos complementarios, los cuales deberán asignarse mediante concursos de capacidad que aseguren “la no discriminación en el acceso” y prioricen el abastecimiento a la demanda ininterrumpible. Además, se aprueba el Pliego de Cláusulas Generales y Especiales que regirá la licitación, con condiciones que buscan promover la concurrencia de oferentes nacionales e internacionales.

    Se instruye también a ENARSA y CAMMESA a modificar el contrato vigente de transporte, incluyendo la renuncia de esta última al derecho de prioridad, tal como exige el artículo 5° del Decreto 1060/2024. Entre otras cláusulas, CAMMESA deberá pagar la capacidad contratada a partir de la habilitación de la obra y adecuar el porcentaje de gas retenido, según los apéndices del pliego.

    El ENARGAS coordinará con la Secretaría la asignación de capacidad en el sistema regulado de TGS y brindará asistencia técnica durante el proceso licitatorio. Las modificaciones contractuales deberán presentarse en un plazo de diez días hábiles desde la entrada en vigencia de la resolución.

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  • Vaca Muerta alcanzó su segunda mejor marca histórica en las etapas de fractura

    Vaca Muerta alcanzó su segunda mejor marca histórica en las etapas de fractura

    Las etapas de fractura en la formación Vaca Muerta alcanzaron su segundo mejor registro histórico, al llegar a las 1960 punciones de acuerdo a los datos de marzo 2025.

    La información, consignada por Luciano Fucello, de la Fundación Contactos Energéticos, implica una leve baja respecto del registro de febrero, cuando los niveles de actividad llegaron a su máximo histórico con 1978 etapas de fractura.

    Ese contexto de crecimiento está signado principalmente por las redes de transporte de crudo hacia el canal exportador (Chile-Bahía Blanca), y el buen desempeño de la producción de gas, que crece también en función de los tendidos que permiten mayores bombeos principalmente hacia el interior del país.

    El ranking por empresas, los niveles de actividad en las punciones que se hacen en los posos horizontales de Vaca Muerta, fue el siguiente: YPF (900), Vista Energy (337); Pampa (182), Tecpetrol (141), Shell (128), PAE (120) y Chevron (16).

    Si se toma los datos del arranque del año, se trata del mejor de la historia, con un total de 5699 punciones en el primer trimestre. Como parámetro de la actividad, implica el equivalente al 31,9% de las 17.814 etapas de fractura realizadas en 2024.

    En ese lapso inicial del 2025 se registraron las tres marcas principales en las fracturas de Vaca Muerta: enero, con 1761 configuró el tercer registro; el primero fue en febrero (1978), en tanto que el dato de marzo implicó la segunda marca, con 1960. En este último mes el salto interanual fue del 19,2%.

    Para lo que queda del año, se espera un crecimiento en los niveles de actividad que podría superar en un 25% a las punciones del 2024 (17.814).

    La contracara de la situación son los crecientes niveles de producción desde los bloques no convencionales.

    Neuquén se mantiene en la senda récord de producción de petróleo y alcanzó uno de sus mejores febreros en relación al gas y el crudo. En ese período, la producción llegó a los 463.157 barriles por día de petróleo -el 95% no convencional-, lo que implica casi el 62% de la producción total del país.

    En cuanto a la producción de gas, llegó a los 97,6 millones de metros cúbicos (MMm3/d), con un salto del 5,4% respecto de enero.

    El crecimiento del shale oil y el gas lo explican, también, la puesta en marcha en la última historia de Vaca Muerta del gasoducto Néstor Kirchner-Perito Moreno y la ampliación en la apertura del frente exportador hacia el Pacífico y el Atlantico en el caso del crudo.

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  • YPF y Santa Cruz acuerdan el traspaso de las áreas convencionales

    YPF y Santa Cruz acuerdan el traspaso de las áreas convencionales

    El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, y el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, firmaron un Memorando de Entendimiento (MOU) para avanzar en la cesión de las 10 áreas convencionales que la compañía opera en dicha provincia.

    Mediante este MOU, Santa Cruz, Formicruz e YPF se comprometen a negociar y ejecutar un acuerdo definitivo para la cesión de las concesiones de explotación de YPF a Formicruz, la empresa provincial de energía, y definirán un “Programa de Saneamiento Ambiental y Abandonos”, entre otros puntos.

    “Quiero agradecer al gobernador de Santa Cruz por el trabajo que realizamos para llegar a este acuerdo que es beneficioso para ambas partes. La provincia podrá avanzar en el desarrollo de un nuevo ecosistema de pymes que van a poder continuar potenciando la actividad convencional y por nuestro lado, la compañía continuará poniendo foco en su estrategia 4×4”, afirmó el presidente de YPF.

    Los Bloques incluidos en dicho entendimiento son: Cerro Piedra – Cerro Guadal Norte, Barranca Yankowsky, Los Monos, El Guadal- Lomas del Cuy, Cañadón Vasco, Cañadón Yatel, Pico Truncado – El Cordón, Los Perales – Las Mesetas, Cañadón León – Meseta Espinosa, Cañadón de la Escondida – Las Heras, y las concesiones de transporte asociadas a las Áreas.

    El Memorando se firmó hoy en la casa de la provincia de Santa Cruz en la ciudad de Buenos Aires.

    En enero del 2024, Vidal recibió a Marín y comenzó un largo periodo de negociaciones. Mientras tanto, YPF avanzó con acuerdos en Río Negro, Chubut y Neuquén por áreas maduras que por el tamaño de la compañía le significan una baja rentabilidad en comparación a los objetivos que tienen en Vaca Muerta.

    Este año, a finales de marzo, Vidal y el presidente de la compañía comenzaron a ponerse de acuerdo en los ejes clave de la salida de YPF, que busca poner el foco de su inversión en los campos productores de Vaca Muerta.

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  • El sector energético y su impacto en la economía argentina: qué se espera para 2025

    El sector energético y su impacto en la economía argentina: qué se espera para 2025

    El sector energético en Argentina continúa siendo un pilar esencial para la economía del país, con perspectivas positivas para 2025 a pesar de los desafíos que enfrenta el mercado cambiario y la presión fiscal.  

    En los últimos meses de 2024, el país experimentó una notable disminución en el déficit de la cuenta corriente, lo que fue parcialmente compensado por un superávit en la cuenta financiera gracias a la entrada de capitales, impulsada en gran parte por el sector energético.

    En su último informe publicado por Economía & Energía (E&E) aparecen cifras importantes que demuestran que a lo largo de la última década, el sector energético de Argentina ha jugado un papel central en la economía, siendo tanto un motor de crecimiento como un desafío en términos fiscales.

    Sin embargo, en los últimos años, el impacto del sector ha sido transformado por una expansión significativa, con resultados notables en varias áreas clave:

    Valor Agregado: en 2024, la participación del sector energético en el Producto Bruto Interno (PBI) fue del 6,6%, la más alta desde 2006. Este aumento refleja el crecimiento de la producción de gas y petróleo, principalmente impulsado por la expansión de Vaca Muerta y otros yacimientos de hidrocarburos.

    Empleo: el empleo en el sector energético alcanzó su nivel más alto en dos décadas, con 128.255 puestos registrados en 2024. Este crecimiento ha estado liderado principalmente por las actividades relacionadas con la extracción de petróleo y gas natural, sectores que siguen siendo fundamentales para la economía argentina.

    Exportaciones: las exportaciones del sector energético alcanzaron los 9.677 millones de dólares en 2024, representando el 12% de las exportaciones totales del país. Se espera que en 2025 estas exportaciones superen los 10.700 millones de dólares, lo que constituiría un aporte esencial a las arcas del país y contribuiría al alivio de la balanza comercial.

    Importaciones: la disminución en las importaciones de energía es otro de los logros más relevantes del sector. En 2025, se proyecta que las importaciones de energía se ubiquen en 3.221 millones de dólares, una reducción del 20% con respecto al año anterior y un descenso notable respecto a los picos de 2022, cuando las importaciones alcanzaron los 12.868 millones de dólares. Esta disminución refleja una creciente autosuficiencia energética, especialmente en el sector de gas y petróleo, y una mayor capacidad de exportación.

    Los datos de la consultora que dirige Nicolás Arceo revelan que la balanza comercial del sector energético en 2024 fue favorable en 5.668 millones de dólares, el mejor resultado desde 2006.

    Para 2025, se proyecta que esta cifra continuará mejorando, alcanzando aproximadamente 7.500 millones de dólares, lo que será clave para financiar el déficit de la cuenta corriente y estabilizar la economía.

    Por otro lado, los subsidios al sector energético, que históricamente han sido una carga importante para las finanzas del país, han mostrado una significativa reducción en los últimos años.

    En 2024, los subsidios cayeron a 6.252 millones de dólares, un 35% menos que en 2023, y su participación sobre el PBI fue del 1%, el nivel más bajo desde 2009. Se espera que los subsidios sigan disminuyendo en 2025, con una proyección de 4.433 millones de dólares, lo que representaría solo el 0,7% del PBI, la cifra más baja desde 2007.

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