Autor: Más Energía

  • Tenaris incorporó un tercer set de fractura en Vaca Muerta

    Tenaris incorporó un tercer set de fractura en Vaca Muerta

    Tenaris incorporó un nuevo set de fractura hidráulica en Vaca Muerta, más moderno, eficiente y con una potencia superior a los disponibles del mercado. El proyecto implica una inversión de 110 millones de dólares, para «continuar el camino para consolidar a la compañía como uno de los actores más relevantes del mercado de servicios para pozos no convencionales», indicó la compañía.

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    La inversión también contempla la incorporación de un nuevo set de coiled tubing, por lo que la compañía pasará a contar con tres sets de fractura hidráulica y tres sets de coiled tubing.

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    240 millones de dólares en servicios en Vaca Muerta

    “Para 2026 habremos invertido más de 240 millones de dólares para brindar servicios en proyectos de explotación no convencional desde que tomamos la decisión estratégica de adquirir nuestros primeros sets de fractura hidráulica y coiled tubing en 2020”, expresó Javier Martínez Álvarez, presidente de Tenaris para Cono Sur.

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    Tenaris sumó un nuevo set de fractura en Vaca Muerta.

    Tenaris conjuga know how industrial, de operación y de gestión de servicios, diferencial que ninguna otra compañía puede ofrecer. Desde el comienzo de la operación de esta unidad de negocios, ya superó las 5.000 fracturas y, con el tercer set de fractura hidráulica, Tenaris se posicionará como el tercer proveedor de este servicio más importante del país, reafirmando el compromiso con sus clientes y el crecimiento de Vaca Muerta.

    El nuevo set de fractura de Tenaris

    El nuevo set de fractura que estará sumando Tenaris contará con 28 bombas y un total de 70.000 hhp. Además, incorporará la tecnología DGB TIER IV que le permite mejorar su eficiencia (como fuente de energía incorpora el uso de GNC reduciendo el consumo de diésel en un 70%). Este será el primer set en el país con esta tecnología y se espera que esté operativo a principios de 2026.

    En paralelo, Tenaris está finalizando la construcción de una nueva base en Vista Alegre, Neuquén, la cual se estima que esté operativa durante el primer semestre del año.

    De esta manera, Tenaris busca posicionarse como una de las empresas líderes en eficiencia y calidad de servicio, apoyándose en el soporte técnico de su Centro de Investigación y Desarrollo, las capacidades de su gente, sus equipos y la digitalización de las operaciones.

  • Tecpetrol alcanzó un producción promedio de gas de 17 Mm3 en 2024

    Tecpetrol alcanzó un producción promedio de gas de 17 Mm3 en 2024

    Tecpetrol S.A. presentó este martes los resultados financieros correspondientes al ejercicio 2024 en su Asamblea Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas. La compañía, principal productora de gas de la Cuenca Neuquina, sigue consolidando su posicionamiento con inversiones clave en Vaca Muerta, donde la ampliación de infraestructura es central para su crecimiento.

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    Durante 2024, Tecpetrol reportó una ganancia neta de $305.182 millones. En la misma asamblea, se aprobó una asignación de reservas que incluyó un aumento de $18.095 millones para la Reserva Legal y una ampliación de $343.808 millones para la Reserva para Futuros Dividendos, destacando su solidez financiera.

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    Foco en Vaca Muerta

    Tecpetrol continúa siendo uno de los principales actores en la Cuenca Neuquina, donde su producción de gas alcanzó un promedio de 17,5 millones de metros cúbicos diarios en 2024, representando alrededor del 17% de la producción total de gas del país. El principal activo en este sentido sigue siendo Fortín de Piedra, el área insignia de la empresa de Paolo Rocca.

    Como ya es de público conocimeinto, uno de los principales proyectos de expansión de la compañía es la planta de Los Bastos, que acaba de entrar en una nueva fase de ampliación para aumentar la capacidad de procesamiento de gas, lo que será clave para el crecimiento de las operaciones en la región.

    Además de la ampliación de Los Bastos, Tecpetrol continúa con el desarrollo de Los Toldos II yy la implementación de nuevas tecnologías de fractura y monitoreo sísmico para optimizar la productividad y minimizar el impacto ambiental.

    Ampliación del Programa de ON

    En el plano financiero, Tecpetrol amplió su Programa Global de Obligaciones Negociables a un monto máximo de US$2.000 millones. Este aumento permitirá financiar las inversiones en sus proyectos de gas y petróleo en Vaca Muerta, incluyendo la expansión de plantas como Los Bastos y el desarrollo de infraestructura en la región.

    Desafíos y Contexto Económico

    Según la información presentada esta mañana a la CNV, el contexto macroeconómico desafiante, con una inflación acumulada del 117,8% y la devaluación del peso frente al dólar, ha afectado a muchas empresas. Sin embargo, Tecpetrol, como otras empresas de la cuenca, se mostóo con alta dosis de resiliencia respecto al entorno, ajustando su estrategia financiera para mitigar los efectos de la inflación y seguir adelante con sus proyectos en la cuenca.

  • Petróleos Sudamericanos avanza en la prórroga de las concesiones de Río Negro

    Petróleos Sudamericanos avanza en la prórroga de las concesiones de Río Negro

    Petróleos Sudamericanos S.A. reforzó su estrategia de crecimiento con una reciente emisión de Obligaciones Negociables (ON) Clase II por USD 9,15 millones, con vencimiento en agosto de 2027 y una tasa de interés fija del 8,75% nominal anual.

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    Este financiamiento tiene como objetivo la materialización de una estrategia de crecimiento y expansión en sus operaciones de Mendoza, Neuquén y Río Negro.

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    La colocación se realizó bajo su Programa Global de Emisión de Obligaciones Negociables, que le permite acceder hasta USD 100 millones en el mercado local. La emisión fue liderada por Banco Santander Argentina como organizador y contó con la participación de varias entidades financieras como colocadores.

    El financiamiento obtenido será fundamental para incrementar el cuadro de reservas de la compañía en las operaciones en Río Negro, donde la compañía avanza en la prórroga de las concesiones en Catriel. “En 2025 pondremos muy en foco la zona de Medanito, sobre todo en los trabajos de Workover, la reactivación de pozos y perforación”, aseguró Alfredo Bonatto, CEO de Petróleos Sudamericanos.

    La empresa proyecta una fuerte inversión en la provincia, en el marco de acuerdos con el gobierno rionegrino. Los compromisos incluyen la perforación de 9 nuevos pozos y más de 70 intervenciones en pozos existentes, con el objetivo de sostener y aumentar la producción en las áreas maduras.

    Expansión en Mendoza

    Además de sus planes en Río Negro, la compañía incorporó cuatro concesiones en Mendoza —Barrancas, La Ventana, Vizcacheras y Río Tunuyán— en el marco del proyecto Andes de YPF. La inversión total comprometida en estos activos ronda los USD 600 millones a 10 años, aunque los desembolsos más importantes se darán en el mediano plazo.

    Sin embargo, los primeros dos años de operación demandarán recursos financieros moderados, con inversiones iniciales de USD 1 millón en Barrancas y USD 1,2 millones en Vizcacheras para 2025. Para afrontar estos compromisos, Petróleos Sudamericanos recurrirá nuevamente al mercado de capitales, lo que podría implicar nuevas emisiones de ON en los próximos meses.

    Un año difícil, pero con buenas perspectivas

    A pesar del contexto macroeconómico desafiante, la compañía se muestra optimista. “El 2024 ha sido un año difícil por los vaivenes económicos, pero estamos proyectando con muy buenas perspectivas”, afirmó Bonatto. Con una estrategia basada en la optimización de activos, la reinversión en áreas maduras y el acceso al financiamiento, Petróleos Sudamericanos apuesta a consolidar su crecimiento en 2025.

    “En Petróleos Sudamericanos, creemos que el Proyecto Andes que desarrolló YPF a través de la venta de activos convencionales, refleja un profundo cambio de paradigma en la sector. Si bien la explotación de gas y petróleo representa en su esencia una actividad económica central, la concreción del Proyecto Andes, nos lleva a pensar en la generación de dos subsectores, en donde las compañías que en función de su foco y estrategia se centren en la explotación convencional o del no convencional. Seguramente en un futuro cercano todo el ecosistema de la actividad deberá revisar sus pautas para que ambos segmentos (el convencional y el no convencional) sean rentables y atractivos para a las inversiones” comentó Bonatto.

  • Profertil retomó la producción de urea en Bahía Blanca tras el restablecimiento del gas

    Profertil retomó la producción de urea en Bahía Blanca tras el restablecimiento del gas

    Tras la normalización del suministro de gas natural, Profertil S.A. reactivó la producción de urea granulada en su planta de Ingeniero White, en Bahía Blanca. La empresa había interrumpido sus operaciones el pasado 7 de marzo debido a las graves inundaciones que afectaron la región y cortaron el abastecimiento de gas, insumo clave para la elaboración de fertilizantes.

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    El temporal, catalogado como un desastre humanitario y productivo, dejó un saldo de 16 personas fallecidas y obligó a evacuar a 963 vecinos de Bahía Blanca. En ese contexto, Profertil informó a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que desde el 14 de marzo la planta volvió a operar con normalidad.

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    «Luego del restablecimiento del suministro de gas natural, la producción de la planta se encuentra normalizada», comunicó Gabriel Pedro Lobianco, Responsable de Relaciones con el Mercado de la compañía. La interrupción había sido informada previamente en un Hecho Relevante el 10 de marzo.

    Profertil, controlada por la canadiense Nutrien (50%) e YPF (50%), es la única productora de urea granulada en el país. Su planta de Bahía Blanca tiene una capacidad 1,32 millones de toneladas anuales. Como la empresa realiza paradas técnicas programadas con frecuencia para mantenimiento, sus autoridades aseguraron que si bien esta suspensión no estaba prevista, no altera el esquema general de producción.

    Profertil y su proyecto en el RIGI

    Tal como informó +e, el proyecto para duplicar su producción de fertilizantes empieza a tomar forma y podría haber novedades concretas el próximo año. Fuentes allegadas indicaron a este medio que la empresa está trabajando con el Ministerio de Economía para ingresar la inversión en el marco del RIGI y así darle el blindaje necesario para concretarse.

    Gracias a este paso, la idea es que la decisión final de inversión se pueda dar en un plazo de un año, aunque todavía faltan algunos aspectos clave.

    “Todavía estamos trabajando en ingeniería, en cotizaciones. El RIGI nos da un marco necesario, pero no suficiente. Si la macro no está ordenada, no podemos ni pensar en avanzar porque se necesita mucho financiamiento internacional”, indicaron desde el sector.

    En concreto, se requiere un desembolso de más de 1.500 millones de dólares para más que duplicarla producción de la empresa y mejorar notablemente su huella de carbono. “Es duplicación y sostenibilidad. Porque el proyecto tiene captura de CO2, el proyecto tiene una eficiencia en la utilización de recursos muchísimo más alta que la planta actual, que se hizo hace 30 años”, explican.

    El predio en Bahía Blanca

    Los terrenos ya están reservados desde hace décadas, al lado del lugar donde está localizada la planta actual, en la ciudad de Bahía Blanca. Con lo cual, está todo listo para concretarse, teniendo en cuenta que hay una gran demanda insatisfecha dentro del país.

    “Estamos estimando que podríamos sustituir importaciones por 600 millones de dólares y además quedaría un saldo exportable a los niveles de consumo de hoy. Si Argentina explota y sube un 50% la producción, sobre todo trigo y maíz, claramente nos seguiremos quedando corto”, aclararon.

  • YPF buscará nuevos socios para el offshore

    YPF buscará nuevos socios para el offshore

    El offshore se reconfigura. YPF decidió avanzar en un farm out para conseguir nuevos socios que permita seguir explorando el potencial del Mar Argentino. Lo que se busca es crear una sinergia que genere un esquema para que los actores que tengan el know how de cómo perforar los bloques que se encuentran en la Cuenca Argentina Norte (CAN).

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    YPF cuenta con 6 bloques offshore en el Mar Argentino, además, posee un bloque en el offshore de Uruguay. Los 7 bloques de YPF se encuentran en Etapa Exploratoria.

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    En la CAN tiene los bloques CAN – 102, CAN – 100 y CAN – 114, en la cuenca de Malvinas Oeste tiene el bloque MLO – 123. En la cuenca Argentina Norte (CAN) las áreas a explorar están en promedio a más de 300 km de las costas bonaerenses.

    El offshore

    Toda la industria hidrocarburífera puso sus esperanzas en el Pozo Argerich, proyecto que encabezó Equinor en sociedad con YPF y Shell.

    Las esperanzas de Argerich estaban depositadas en que en 2022 se realizaron dos importantes descubrimientos de hidrocarburos en Namibia, en la cuenca de Orange, África del Sur.

    Shell fue el primero en anunciar el descubrimiento de petróleo liviano en el pozo Graff-1 y rápidamente inició la campaña de delineación para conocer el volumen total de hidrocarburos en el yacimiento, que podría alcanzar los 1.000 millones de barriles de petróleo.

    En febrero, la noticia fue dada por Total Energies, al anunciar el descubrimiento de otra importante acumulación de petróleo confirmada por el pozo Venus-1, perforado a pocos kilómetros de Graff.

    Antecedentes con sabores amargos

    Estos descubrimientos no hicieron más que alentar el interés de la industria en poner en marcha la exploración de la plataforma continental Argentina.

    Sin embargo, en junio de 2024, el pozo fue declarado “seco” y significó un balde de agua fría para las expectativas de la actividad. A partir de entonces, el offshore la venta de activos por parte de las compañías debido a la reestructuración de sus operaciones.

    Una nueva exploración

    Si bien los resultados del proyecto Argerich no fueron los esperados, pero los actores de la industria coinciden que hay que tener paciencia con el offshore y continuar con la exploración en el Mar Argentino.

    En este marco, Shell buscará escribir un capítulo en una novela que quiere tener un final feliz. El buque Pxgeo 2 fue el encargado de buscar el mejor punto para perforar en los bloques CAN-107 y CAN-109.

    La embarcación empezó el 24 de noviembre la sísmica, que se extendió a lo largo de tres meses en las costas de la provincia de Buenos Aires para llevar a cabo los trabajos de sísmica 3D a unos 200 kilómetros de “La Feliz”.

    Luego la compañía se tomará seis meses más para procesar toda esa información y buscar el mejor lugar para perforar antes de 2026.

  • Río Negro y Santa Cruz: las dos mecas del uranio en la Argentina

    Río Negro y Santa Cruz: las dos mecas del uranio en la Argentina

    Uno de los fenómenos más claros en materia energética de los últimos años es el consenso que volvió a ganar la nuclear entre los principales países del mundo para poder atender a la enorme demanda eléctrica que se viene a raíz del boom de la inteligencia artificial. Para eso, el primer eslabón pasa por la minería de uranio y en la Argentina hay dos provincias que se están destacando en la búsqueda de inversiones para desarrollar proyectos de este tipo: Río Negro y Santa Cruz.

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    El proyecto más avanzado es Ivana, que está pasando a la fase de factibilidad y contempla una inversión de 160 millones de dólares. “En la provincia tenemos más de 52 proyectos en estados exploratorios y particularmente se destacan los minerales estratégicos y críticos como el uranio y vanadio. Tenemos un ecosistema nuclear muy favorable para el desarrollo de este tipo de minerales, tenemos una ventaja comparativa con el polo científico nuclear que tenemos en Bariloche con el Balseiro, tenemos INVAP, el centro atómico Bariloche y la planta de Pilcaniyeu. Eso nos posiciona como un polo estratégico para desarrollar este mineral que es clave para la transición energética”, afirmó el secretario de minería de la provincia, Joaquín Aberastain Oro.

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    Río Negro, en Canadá

    Respecto a la participación de Río Negro en la PDAC de Canadá, el secretario dijo que se volvió “muy satisfecho” al poder “fortalecer los vínculos con empresas, estudios y grupos de inversión que buscan desarrollar el tipo de minería que nosotros promulgamos”.

    “Apostamos fuertemente por la estabilidad fiscal. Fuimos la primera provincia en adherir al RIGI, entre otras leyes provinciales que buscan el incentivo a la inversión. Promulgamos la seguridad jurídica, contamos con un marco normativo moderno y transparente con la modificación del código procedimiento minero que fue en el 2023”, agregó.

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    Ivana es el proyecto de uranio que se encuentra en Río Negro y es el más grande del país.

    Por el lado de Santa Cruz, parte de las esperanzas de la provincia en materia de uranio pasan por el proyecto Sofía, que tiene la ventaja de contar con el mineral prácticamente en la superficie, lo que reduce fuertemente los costos de extracción.

    Las expectativas de Santa Cruz

    “El depósito lo tenemos en los primeros metros. Entonces, el costo de producción es de 30 dólares por kilo, cuando el valor está en 200. Eso nos permite acotar los tiempos y, en vez de requerir unos 10 años como se acostumbra, vamos a poder pasar a una factibilidad en corto plazo”, indicó Guillermo Re Kuhl, presidente de Sophia Energy.

    Las perspectivas de la empresa son empezar a producir dentro de 3 a 4 años y llegar a un volumen que pueda abastecer la totalidad del consumo argentino y quedarse con un saldo para la exportación.

    “Calculamos reservas por 4.500 toneladas de uranio. Si pensamos que Argentina consume 200 por año, te permite abastecer al país durante 20 años y tener un saldo exportador”, detalló.

    Para tener referencia, hoy el país importa esas 200 toneladas desde Kazajistán, lo que, además de implicar un gasto de entre 60 y 90 millones de dólares de importación, representa un proveedor riesgoso para la industria.

    “Con el nuevo plan estratégico nuclear de Argentina, se van a construir dos o tres centrales nuevas y eso va a fomentar nuevos proveedores de uranio. Santa Cruz adquirió el RIGI hace unos tres meses y estamos trabajando en un RIGI ampliado para permitir inversiones más pequeñas en exploración y para alargar la vida útil de las minas que hoy están en producción”, dijo Oscar Vera, presidente de Fomicruz, la minera provincial.

  • Un agricultor peruano lleva al gigante energético alemán RWE ante los tribunales

    Un agricultor peruano lleva al gigante energético alemán RWE ante los tribunales

    Por Riham Alkousaa. HAMM, Alemania (Reuters) – Un tribunal alemán reanudará hoy lunes la vista de un caso histórico presentado por un agricultor peruano que sostiene que las emisiones del gigante energético alemán RWE han contribuido al deshielo de los glaciares andinos, aumentando el riesgo de inundaciones en su hogar.

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    El caso podría sentar un precedente para futuros litigios climáticos al responsabilizar a las empresas de emisiones pasadas y exigirles que ayuden a financiar la adaptación climática de las comunidades afectadas.

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    Saúl Luciano Lliuya, apoyado por el grupo activista Germanwatch, quiere que RWE pague unos 21.000 euros (23.000 dólares) por un proyecto de defensa contra inundaciones de 3,5 millones de dólares.

    Utilizando datos de la base de datos Carbon Majors sobre la producción histórica de los principales productores de combustibles fósiles y cemento, Lliuya afirma que RWE ha causado casi el 0,5% de las emisiones globales provocadas por el hombre desde la revolución industrial y debería cubrir una parte proporcional de los costes del calentamiento global que han causado.

    «Los expertos jurídicos están muy atentos para entender hasta qué punto esto va (…) a sentar un fuerte precedente», dijo Sebastien Duyck, abogado principal del Centro de Derecho Ambiental Internacional.

    La discusión por las emisiones

    La suma con la que los países industrializados deben contribuir a mitigar los efectos del calentamiento global —como la subida del nivel del mar o las tormentas y olas de calor extremas— ha sido objeto de discusión en las sucesivas cumbres climáticas de la ONU hasta la COP29 del año pasado en Bakú.

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    FOTO DE ARCHIVO: El complejo de la planta de energía de lignito (carbón marrón) del proveedor de energía alemán y la empresa de servicios públicos RWE.

    Desde entonces, el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, ha anunciado la retirada de su país del proceso de la ONU, mientras que otros países desarrollados están desviando los presupuestos de ayuda a retos internos o gastos de defensa.

    Harjeet Singh, director fundador de la Satat Sampada Climate Foundation, dedicada a la justicia climática global, dijo que casos como el de Lliuya podrían generar algún día financiación alternativa. «Podemos doblar la apuesta por aquellas empresas que son responsables de la crisis y cómo podemos recaudar los fondos para ayudar a la gente a recuperarse de los impactos actuales», afirmó Singh.

    RWE, que está eliminando progresivamente sus centrales eléctricas de carbón, afirma que no se puede responsabilizar a un único emisor de dióxido de carbono del calentamiento global. «Si existiera una demanda de este tipo con arreglo a la legislación alemana, también sería posible responsabilizar a todos los automovilistas», afirmó en un comunicado.

    El impacto del deshielo

    El caso comenzó en 2015 en la ciudad alemana de Essen, sede de RWE. Inicialmente fue desestimado, pero el Tribunal Regional Superior de Hamm lo dejó seguir adelante en 2017. El tribunal debe determinar primero si el deshielo de los glaciares está elevando el nivel de las aguas del lago Palcacocha, a más de 4.500 metros sobre el nivel del mar, y supone un riesgo directo para la casa de Lliuya en Huaraz en los próximos 30 años.

    Expertos designados por el tribunal visitaron el lugar en 2022, y sus informes, publicados en 2023 y 2024, serán examinados en la audiencia de dos días.

    Lukas Arenson, experto geotécnico y vicepresidente de la Asociación Internacional del Permafrost, dijo que el informe se había centrado en el efecto de las avalanchas de hielo sobre el nivel del agua, pero había pasado por alto el mayor riesgo de desprendimientos de rocas de las zonas de permafrost, que desempeñan un papel crucial en la sujeción de las montañas.

    Si el tribunal considera que existe un riesgo específico de inundación para la casa de Lliuya, examinará a continuación el impacto del cambio climático y las emisiones de gases de efecto invernadero en los glaciares andinos que se derriten y aumentan el riesgo, lo que podría llevar otros dos años.

    «Tenemos un sólido campo causal y también un documento de atribución que muestra que el glaciar no habría retrocedido en absoluto sin el cambio climático», dijo Friederike Otto, climatóloga del Instituto Grantham para el Cambio Climático y el Medio Ambiente.

    Un estudio realizado en 2021 por las universidades de Oxford y Washington concluyó que el deshielo de un glaciar en los Andes peruanos fue causado por el calentamiento global provocado por el hombre. Roda Verheyen, abogada de Lliuya, dijo que el hecho de que el tribunal hubiera aceptado el caso ya era una victoria. «Saúl (…) tenía muy pocas o ninguna esperanza de que esto llegara a alguna parte. Y ahora estamos todos aquí».

  • Alerta en la UOCRA por 2 mil bajas en Vaca Muerta: cuáles son las empresas y de dónde viene la gente

    Alerta en la UOCRA por 2 mil bajas en Vaca Muerta: cuáles son las empresas y de dónde viene la gente

    El pulso de Vaca Muerta se desacelera en algunos sectores, pese a o afectar la producción final. Con la culminación de algunos proyectos y la falta de certezas de nuevas inversiones en algunas de las cadenas empresarias, casi 2 mil trabajadores de la construcción quedaron en stand by, a la espera de que se reactiven obras en los yacimientos. No están despedidos, pero tampoco tienen asegurado su futuro laboral inmediato.

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    Desde noviembre, empresas como Pecom, Sacde y AESA finalizaron algunos proyectos y, con ellos, pusieron en pausa a cientos de obreros. A esta situación se sumó el cierre el pasado 15 de febrero del proyecto La Calera de Pluspetrol y Techint, según informaron a +e desde la UOCRA.

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    La paralización de proyectos deja a miles de trabajadores de la construcción en espera, men tanto que el gremio está exigiendo en estos días, que las operadoras, pero principalmente algunas empresas neuquinas, reactiven obras para evitar que se expanda la crisis laboral.

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    Las obras en Vaca Muerta tienen finales y muchos trabajadores quedan suspendidos si no hay inversiones.

    Los datos internos que maneja el gremio de la construcción indican que cerca de 2 mil trabajadores se encuentran en stand by, sobre todo, quienes que llegan todos los días a Añelo, desde distintas provincias, pero fundamentalmente los locales, que se quedaron en pausa.

    Vaca Muerta: los ciclos de estabilidad laboral y las inversiones

    Muchos esperan un mejor pasar laboral, ya que saben que este año, explotará el trabajo en Vaca Muerta. Pero todo viene con retraso, y la situación empieza a inquietar, tanto a los sectores gremiales, como al mismo gobierno provincial.

    La preocupación es por los obreros locales, que tiene que quedarse en la casa, hasta que aparezcan nuevos proyectos. La situación ya generó incertidumbre en el sector y pone de manifiesto la necesidad de reactivar obras para garantizar el empleo en la región.

    El secretario adjunto de la UOCRA y referente en Añelo, Juan Carlos Levi, expresó su preocupación por la falta de continuidad en las inversiones y admitió el parate de los 2 mil trabajadores. Lo hizo luego del reproche que padecieron los gremios, tanto UOCRA como Petroleros Privados, en el inicio de sesiones ordinarias de la Legislatura de Neuquén, donde se tiraron bombas de estruendo, en aliento al gobernador Rolando Figueroa.

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    El ministro Lucas Castelli y Juan Carlos Levi, a cargo de la UOCRA en Vaca Muerta. Si bien avanzan en el diálogo por empleo, la decisión final de las inversiones la tienen las empresas.

    “Las operadoras no están acelerando la fase de desarrollo, y eso atenta contra el trabajo en la construcción”, afirmó Levi, quien en estos días mantendrá una reunión con empresas de servicios, de las cámaras empresariales de Neuquén.

    Y acotó: «Antes teníamos casi 3 mil bajas y logramos que se suban mil. Esto es dinámico, pero no teníamos previsto un parate tan largo».

    Las bajas, empresa por empresa

    El dirigente enfatizó la urgencia de que las empresas del sector hidrocarburífero impulsen nuevos proyectos para absorber la mano de obra actualmente paralizada.

    De acuerdo a los datos internos que maneja el gremio, hay bajas laborales a la espera de reactivación. Según esos números, desde noviembre a la fecha se contabilizaron 1884 trabajadores en espera, en la bolsa de trabajo. La mayoría son de San Patricio del Chañar, Añelo, Neuquén, Centenario y Plottier.

    Si bien las bajas son temporales y responden a la lógica de los convenios de UOCRA, ya empiezan a generar preocupación porque no aparecen obras nuevas. Pecom dio de baja a 765 operarios, Sacde a otros 430 y AESA a 369 operarios. A esto se suman las bajas en la empresa Milicic, que contabilizan 94, Rovella Carranza con 24, Víctor Contreras con 19, Omega con 16 bajas, C. Hermanos con 58, Simetra con 23, en Badía 15, Siscon con 17 bajas, JS SAS con 25 trabajadores en stand by, PLP con 16 y NAPAL-Muñoz-Proa, con 13 desvinculaciones temporales.

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    Una cantidad importante de mujeres hay en los yacimientos, ligados a las obras de construcción.

    La dinámica laboral en Vaca Muerta en las obras dentro de los yacimientos se caracteriza por contratos atados a proyectos específicos. Al finalizar una obra, los trabajadores quedan en stand-by hasta que surjan nuevas oportunidades, algo que genera períodos de inactividad que afectan su estabilidad económica.

    Esta modalidad contrasta con la de otros sectores, donde los empleos suelen tener mayor continuidad, como los petroleros, que son como la «planta permanente de Vaca Muerta».

    La situación también repercute en la comunidad de Añelo, que continúa recibiendo a personas en busca de oportunidades laborales. Sin embargo, la falta de proyectos activos llevó a una saturación en la oferta de servicios y viviendas, incrementando los costos de alquiler y generando un clima de tensión social.

    Figueroa, mantuvo reuniones con las principales operadoras para destrabar inversiones y poner en marcha obras de infraestructura prioritarias, como la Circunvalación de Añelo. La iniciativa busca mejorar la logística en la localidad y generar empleo en el sector de la construcción. Esa es una de las alternativas a corto plazo.

    Además, YPF anunció inversiones por 12.900 millones de dólares destinadas a infraestructura y explotación en Vaca Muerta, que incluyen mejoras en la conectividad y servicios de Añelo. No obstante, la materialización de estos proyectos es crucial para revertir la actual situación de stand by en la que se encuentran miles de obreros.

    UOCRA: las zonas de control de los referentes

    el retraso de las inversiones y los obreros parados, tamikbén atenta contra los fonclictos internos que tiene el gremio, precisamente por la falta de trabajo. En su momento, hace más de un año, en la Subsecretaría de TRabajo, se habían delineado zonas, para sellar un pacto de paz, pero todo eso se rompió, con los conflictos en Sierra Barrosa, una zona disputada por las facciones.

    La meta era evitar conflictos internos y dar previsibilidad a las obras. Pero la paz se rompió con el quiebre del pacto que se firmó el 12 de abril de 2024, entre dirigentes, y representantes de empresas como Pecom, AESA, que son las que tienen un gran caudal de obreros en Vaca Muerta. De hecho, solo en Añelo hay más de 8 mil afiliados.

    También se selló otro acuerdo que hicieron todos los referentes (de UOCRA nacional y sectores locales) con el ministro de Trabajo y Desarrollo Laboral, Lucas Castelli, en el contexto del programa Emplea Neuquén.

    En la audiencia de conciliación del año pasado, firmada por Andrea Graff, directora de Delegaciones Confluencia de la Subsecretaría de Trabajo, se estableció que cada una de las facciones internas del gremio, o referentes, iban a tener asignada una zona.

    Esto, con el fin de dar por terminado a los conflictos, y los episodios de violencia, rivalidades o temas personales. De acuerdo a esa acta, Víctor Carcar, secretario general del gremio, manejaría la zona de “Río Neuquén para acá”, haciendo referencia a una parte de la zona de la Confluencia. Juan Acsama, sería el referente del área de Tratayén y El Chañar. César Godoy, el control en Rincón de los Sauces. Natalio Benavidez, la representación en Huincul y Cutral Co. Y Juan Carlos Levi (secretario adjunto de la UOCRA), todo el ejido de Añelo hasta Cortaderas y Carranza.

    Cada uno debía respetar su sector y evitar disputas. La mesa de negociación aclaró que cualquier conflicto laboral debía canalizarse a través de la Subsecretaría de Trabajo. Pero en el medio pasaron cosas y apuntaron a Cárcar de romper ese acuerdo.

    La paz en el gremio es débil y el cóctel con la parálisis laboral para casi 2 mil trabajadores, es una alarma que se enciende en el medio de los yacimientos.

  • Vaca Muerta da el salto: petróleo argentino llega por primera vez a India

    Vaca Muerta da el salto: petróleo argentino llega por primera vez a India

    El petróleo de Vaca Muerta comenzó a exportarse a India, uno de los mayores consumidores de petróleo del mundo. En febrero, el país asiático recibió por primera vez un cargamento de crudo Medanito, un petróleo ligero y de alta calidad extraído en la cuenca neuquina, según datos de fuentes comerciales.

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    Este hito se produce en un contexto de cambios en las importaciones de India, impulsados por las sanciones impuestas por Estados Unidos al petróleo ruso. Desde la invasión de Ucrania en 2022, ese país se convirtió en el mayor comprador de crudo ruso transportado por mar, aprovechando los descuentos ofrecidos por Moscú. Sin embargo, las restricciones recientes redujeron las importaciones rusas en un 3% en febrero, situándolas en 1,54 millones de barriles por día (bpd), el nivel más bajo desde enero de 2024.

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    Ante esta situación, India diversificó su abastecimiento, mediante el incremento de las compras de petróleo procedente de América Latina y África. En febrero, las importaciones de crudo sudamericano crecieron un 60%, al alcanzar los 453.600 bpd, mientras que las de África subieron a 330.000 bpd, más del doble que en enero, según indica la agencia Reuters.

    India diversifica sus compras de petróleo

    Además del crudo Medanito de Argentina, India también recibió un cargamento del grado Etame de Gabón, una importación poco común para el país. Estos movimientos reflejan la necesidad de los refinadores indios de buscar nuevas fuentes de suministro ante la incertidumbre del mercado global.

    El crecimiento de las exportaciones de Vaca Muerta a mercados asiáticos abre nuevas oportunidades para la industria petrolera argentina, lo cual consolida la cuenca neuquina como un actor clave en el mercado global de energía. Con la demanda india en aumento y la reconfiguración del comercio mundial de crudo, Argentina se posiciona como un proveedor estratégico en el escenario energético internacional.

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    India diversificó su abastecimiento mediante el incremento de las compras de petróleo procedente de América Latina y África.

    Crecen las exportaciones de Vaca Muerta

    En los últimos años, Vaca Muerta se convirtió una de las pocas fuentes de buenas noticias para la castigada economía argentina. Con récords de producción que se baten mes a mes, es una fuente de generación y ahorro de dólares que en 2024 permitió dar vuelta la balanza comercial energética, tras generar el mayor saldo exportador de petróleo de la Argentina en las últimas dos décadas.

    Para 2025 se espera que el saldo positivo supere los USD 7.300 millones, como consecuencia del incremento en las exportaciones, fundamentalmente de crudo, y los menores requerimientos de importación. Según las cifras de Economía & Energía, este año se generarían 6.621 millones de dólares en ventas de petróleo al exterior, un 20% más que los 5.487 millones proyectados para todo 2024.

    La consultora estima que la producción de Vaca Muerta seguirá en ascenso, a una tasa acumulativa del 1,2% mensual, que generará mayores saldos exportables. Se prevé una capacidad de exportación a Chile, través del Oleoducto Transandino (Otasa) de 80 mil barriles diarios hasta diciembre de este año, que se ampliará a 95 mil bbld en enero de 2025.

    Mientras que hacia el Atlántico, se contempla un incremento en la capacidad de transporte del sistema de Oldelval, que se incrementará hasta los 540 mil bbld, con la puesta en operación de las obras del plan Duplicar Plus . De este modo, las exportaciones de crudo promediarían los 183 mil bbld en 2024 y los 236 mil bbld en 2025.

  • YPF también se desprendería de sus bloques offshore en Argentina y Uruguay

    YPF también se desprendería de sus bloques offshore en Argentina y Uruguay

    YPF quiere acelerar un plan de enfocarse 100% en Vaca Muerta y desprenderse de sus activos menos rentables. Bajo esa premisa, la compañía vendería sus participaciones en los proyectos de exploración offshore en Argentina y Uruguay. Así lo anunció el presidente de la compañía, Horacio Marín, en el marco del «CEO Series Breakfast”, que realiza el IAPG Houston.

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    YPF cuenta con 6 bloques offshore en el Mar Argentino, además, posee un bloque en el offshore de Uruguay. Los 7 bloques de YPF se encuentran en Etapa Exploratoria.

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    En la Cuenca Argentina Norte (CAN) tiene los bloques CAN – 102, CAN – 100 y CAN – 114, en la cuenca de Malvinas Oeste tiene el bloque MLO – 123. En la cuenca Argentina Norte (CAN) las áreas a explorar están en promedio a más de 300 km de las costas bonaerenses.

    Fuentes consultadas aseguraron a +e que el primer objetivo de la compañía es buscar socios que tengan el know how para perforar en aguas profundas y realizar una evaluación de los activos. Sin embargo, no se descartaría la posibilidad de desprenderse de los bloques offshore.

    El offshore

    Toda la industria hidrocarburífera puso sus esperanzas en el Pozo Argerich, proyecto que encabezó Equinor en sociedad con YPF y Shell.

    Las esperanzas de Argerich estaban depositadas en que en 2022 se realizaron dos importantes descubrimientos de hidrocarburos en Namibia, en la cuenca de Orange, África del Sur.

    Shell fue el primero en anunciar el descubrimiento de petróleo liviano en el pozo Graff-1 y rápidamente inició la campaña de delineación para conocer el volumen total de hidrocarburos en el yacimiento, que podría alcanzar los 1.000 millones de barriles de petróleo.

    En febrero, la noticia fue dada por Total Energies, al anunciar el descubrimiento de otra importante acumulación de petróleo confirmada por el pozo Venus-1, perforado a pocos kilómetros de Graff.

    Una historia con sabores amargos

    Estos descubrimientos no hicieron más que alentar el interés de la industria en poner en marcha la exploración de la plataforma continental Argentina.

    Sin embargo, en junio de 2024, el pozo fue declarado “seco” y significó un balde de agua fría para las expectativas de la actividad. A partir de entonces, el offshore la venta de activos por parte de las compañías debido a la reestructuración de sus operaciones.

    YPF sabe que no cuenta con un know how para perforar en el offshore y busca socios, pero tampoco descarta enfocarse de lleno al shale, un recurso que conoce como la palma de su mano.