Autor: Más Energía

  • Cuál es el costo de producción de barril de Vista

    Cuál es el costo de producción de barril de Vista

    Vista Energy continúa fortaleciendo su posición en Vaca Muerta con una estrategia enfocada en expansión, optimización operativa y sostenibilidad. A través de inversiones clave y una gestión eficiente de costos, la compañía logró potenciar su desarrollo en shale oil, asegurando una operación competitiva y alineada con los estándares ambientales del mercado.

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    La producción de Vista

    En este marco, la empresa que lidera Miguel Galuccio alcanzó una producción de 85,3 Mboe/d en 2024, registrando un crecimiento interanual del 51%. La producción de petróleo aumentó un 52%, llegando a 73,5 Mbbl/d. Este avance fue impulsado por la conexión de 50 nuevos pozos, un 62% más que en 2023.

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    La productividad de los nuevos pozos se mantuvo alineada con las expectativas, consolidando el éxito del desarrollo de shale oil en Vaca Muerta.

    El crecimiento no solo fue interanual, sino también secuencial. En el último trimestre, la producción total creció un 17% respecto al trimestre anterior, mientras que la producción de petróleo aumentó un 16%. Este desempeño refleja la capacidad de la compañía para escalar su operación sin comprometer la eficiencia.

    Eficiencia operativa

    Los ingresos anuales de Vista crecieron un 52%, alcanzando los 471 millones de dólares en el cuarto trimestre. El incremento fue impulsado por la mayor producción y el fortalecimiento de su presencia en los mercados de exportación, con un 55% de los ingresos totales provenientes de exportaciones.

    Uno de los indicadores donde ponen el foco las compañías en Vaca Muerta es el costo de levantamiento por barril (lifting cost), que es un indicador que mide los costos operativos directos necesarios para extraer un barril de petróleo. Incluye gastos de producción, transporte, tratamiento y servicios de apoyo en el campo, pero excluye costos como amortización, impuestos, regalías y gastos comerciales.

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    A pesar del incremento en la actividad, la empresa mantuvo bajos costos operativos. El costo de levantamiento se situó en 4,7 dólares por barril, un indicador clave de eficiencia.

    La compañía cerró el año con un flujo de caja libre de 57 millones de dólares, reflejando una estrategia financiera equilibrada entre inversión y rentabilidad.

    Vista también consolidó su posición financiera con una relación de apalancamiento de 0,63x EBITDA, asegurando recursos para su expansión en 2025. En términos de inversión, destinó 340 millones de dólares en CAPEX, reafirmando su apuesta por el crecimiento sostenido.

    Sostenibilidad y proyección

    En línea con su compromiso ambiental, la empresa logró reducir su intensidad de emisiones en un 44%, alcanzando 8,8 kg COe/boe. Entre sus iniciativas destacan la adopción de energía renovable, mejoras en recuperación de vapores y la construcción de nuevos gasoductos para optimizar la evacuación de gas.

    Para 2025, Vista busca asegurar un crecimiento continuo con la incorporación de su tercer equipo de perforación y la expansión de su capacidad de tratamiento de crudo a 90 Mbbl/d. También ha firmado acuerdos estratégicos para fortalecer la logística de transporte, garantizando la colocación eficiente de su producción.

  • Tarifas: el Gobierno autorizó la suba del gas en marzo

    Tarifas: el Gobierno autorizó la suba del gas en marzo

    El Gobierno autorizó este jueves un aumento del 1,7% en las tarifas de transporte y distribución de gas natural, mediante una serie de resoluciones a cargo del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) publicadas en el Boletín Oficial.

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    El organismo aprobó los nuevos cuadros tarifarios de las transportadoras y las distribuidoras de gas para marzo, en el marco de la emergencia energética, extendida hasta el 9 de julio de 2025, y del periodo de revisión tarifaria, que permite adecuaciones transitorias en las boletas del servicio.

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    En las normativas se aclara que el DNU 55/23 faculta al interventor del ente, Carlos Casares, a “realizar el proceso de revisión tarifaria” y establece que “hasta tanto culminara dicho proceso podrían aprobarse adecuaciones transitorias de tarifas y ajustes periódicos, propendiendo a la continuidad y normal prestación del servicio público”.

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    Las empresas de distribución y transporte de gas presentaron sus pedidos de incrementos de tarifas.

    La actualización tarifaria del gas en el último mes del año, se da por pedido del ministro de Economía, Luis Caputo, que por medio de una nota enviada a la Secretaría de Energía sostuvo que “resulta razonable y prudente continuar para el mes de marzo de 2025 con el sendero de actualización de los precios y tarifas del sector energético”.

    El precio del gas

    Al respecto, precisó que “en materia de gas natural, las tarifas de transporte y distribución deberán ser incrementadas en un 1,7%; y el precio PIST deberá ser incrementado en virtud de reflejar lo dispuesto en el artículo 5º de la resolución de la Secretaría de Energía 41/24”.

    Con respecto al valor del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), se fijó en US$3,085 el millón de BTU para los usuarios de Metrogas, como uno de los más bajos. Mientras que el precio más elevado lo tienen los clientes de Distribuidora Gas Cuyana, ya que el millón de BTU quedó en US$3,148.

    En el caso de la firma que brinda el servicio en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), el precio PIST para los usuarios residenciales que no poseen subsidios será de $120,18 por metro cúbico ($/m3).

    Estos valores corresponden al costo que deben afrontar los usuarios residenciales de altos ingresos (Nivel 1) junto con los comercios e industrias, mientras que los hogares de ingresos bajos (Nivel 2) e ingresos medios (Nivel 3) cuentan con una bonificación del 65% y 50%, respectivamente, sobre un determinado bloque de consumo. En caso de excederse en el tope previsto se abona el costo pleno por la diferencia que corresponda.

    Actualización de tarifas

    Al argumentar la decisión, Caputo explicó que se basa en el objetivo de “mantener los precios y tarifas del sector en valores reales lo más constantes posibles, y de evitar así un proceso de deterioro de los mismos que no permitan el sustento del sector y hasta amenacen su continuidad”.

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    El Gobierno puso en marcha un “Período de Transición” para implementar un nuevo régimen de tarifas.

    Ante la solicitud del ministro, Energía le comunicó a la autoridad regulatoria la necesidad de avanzar con la aprobación de nuevos valores en las tarifas del servicio, para los segmentos de transporte y distribución.

    El ajuste en los cuadros tarifarios fue aprobado para las distribuidoras Naturgy Noa, Distribuidora de Gas del Centro, Distribuidora de Gas Cuyana, Litoral Gas, Metrogas, Camuzzi Gas Pampeana, Camuzzi Gas del Sur, Gas Nea y Redengas.

    En cuanto a las empresas dedicadas al transporte, se autorizó la suba para la Transportadora de Gas del Norte, Transportadora de Gas del Sur, Refinería del Norte, Gasoducto Nor Andino Argentina, Energía Argentina, Enel Generación Chile, Gasoducto Gas Andes Argentina, Gas Link y Transportadora de Gas del Mercosur.

    El impacto del aumento en las tarifas

    Con el incremento, el nuevo cargo por metro cúbico de consumo que se trasladará en marzo a la factura final en el caso de los usuarios del AMBA es $203,98 por m3 para los usuarios de Metrogas y de $189,65 para los de Naturgy.

    En relación al nuevo costo fijo que aparecerá en las tarifas desde este mes, para los usuarios de Metrogas oscila entre $2.691,81 y $64.310,11 dependiendo la categoría y la subzona en la Ciudad de Buenos Aires y varía entre $3.108,60 y $34.948,65 en el conurbano bonaerense.

    Para los usuarios de Naturgy, que se localizan en 30 partidos del norte y oeste del área metropolitana, el cargo fijo en el tercer mes del año pasará a estar entre $2.190,65 y $23.458,20.

  • YPF está contratando: cómo aplicar a sus ofertas de empleo

    YPF está contratando: cómo aplicar a sus ofertas de empleo

    Si estás explorando opciones para tu carrera, y buscás un trabajo confiable, integrarte a YPF podría marcar un antes y un después. Como líder indiscutible del sector energético en Argentina, la compañía atrae a profesionales ambiciosos que buscan estabilidad, desarrollo y un impacto tangible en la industria.

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    Por eso, acá te vamos a contar cómo podés hacer para formar parte de su equipo, cuáles son los perfiles más demandados y las claves para destacar en el proceso de selección.

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    YPF y el perfil «ideal»: flexibilidad y especialización

    Aunque los requisitos varían según el puesto, ciertos aspectos son transversales. La mayoría de las vacantes exigen mayoría de edad, título secundario completo y habilidades adaptables a dinámicas laborales cambiantes, como disponibilidad para rotar turnos o trasladarse entre localidades.

    En roles técnicos -ingeniería, logística o administración- se valora experiencia comprobable y conocimientos sectoriales específicos. La empresa prioriza candidatos que combinen solidez académica con capacidad para trabajar en entornos colaborativos.

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    YPF estructura su búsqueda en cuatro ejes principales. Ingeniería y Producción concentra oportunidades en exploración, refinación y distribución de hidrocarburos. Quienes posean formación en economía o gestión pueden explorar roles en Administración y Finanzas, manejando presupuestos o estrategias corporativas. Ventas y Atención al Cliente recluta perfiles comunicativos para redes de estaciones de servicio y soporte comercial. Finalmente, Mantenimiento y Logística busca técnicos especializados en infraestructura y cadena de suministro.

    Postulación estratégica: pasos para destacar

    El portal de empleo de YPF es el canal oficial para aplicar. Tras crear un perfil detallado incluyendo datos personales, trayectoria académica y laboral, se recomienda filtrar vacantes por ubicación o área de interés.

    Un CV efectivo debe sintetizar logros cuantificables, habilidades técnicas (como manejo de software sectorial) y competencias blandas (liderazgo, adaptabilidad). Antes de enviar, verificar que la información esté actualizada y alineada con la descripción del puesto.

    Superar las etapas requiere preparación. Tras la revisión inicial de antecedentes, los candidatos suelen enfrentar una entrevista telefónica para evaluar motivaciones y expectativas.

    Posteriormente, se avanza a encuentros presenciales individuales o grupales, donde se analizan aptitudes técnicas y culturales. Para puestos de mayor responsabilidad, es común realizar pruebas psicométricas o ejercicios situacionales. Quienes llegan a la fase final reciben una oferta formal con detalles salariales y condiciones contractuales.

    Ventajas de unirse a la compañía y cómo «aumentar» las chances

    YPF destaca por su paquete de beneficios, diseñado para retener talento. Además de remuneraciones acordes al mercado, ofrece cobertura médica integral, programas de capacitación continua y planes de carrera estructurados.

    La estabilidad laboral se combina con políticas de balance vida-trabajo, como horarios flexibles en ciertas áreas. Para profesionales jóvenes, la exposición a proyectos de gran escala representa un acelerador de experiencia invaluable.

    Para tener «más chances», siempre se recomienda adaptar el CV a cada vacante, investigar sobre los desafíos actuales de la empresa y practicar respuestas ante preguntas de competencias son estrategias útiles. Mantener un perfil en LinkedIn actualizado y seguir las cuentas oficiales de YPF en las redes sociales también permite detectar oportunidades tempranas.

  • Efecto Trump: la caída del petróleo enciende alarmas en Vaca Muerta

    Efecto Trump: la caída del petróleo enciende alarmas en Vaca Muerta

    Los precios del petróleo registran una caída significativa, al alcanzar mínimos no vistos en varios meses, situación que y enciende luces de alarma en Vaca Muerta. Esta tendencia a la baja se atribuye a la decisión de la OPEP+ de aumentar la producción en abril y a la implementación de aranceles por parte de Estados Unidos a Canadá, México y China, junto con las represalias comerciales de Pekín.

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    Los futuros del Brent descienden en torno a los dólares por barril, después de tocar un mínimo de sesión de 69,75 dólares, el nivel más bajo desde septiembre. Por su parte, el crudo estadounidense West Texas Intermediate (WTI) se ubica cerca de los 67 dólares, tras alcanzar un mínimo de 66,77 dólares, el más bajo desde noviembre.

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    Darren Lim, estratega de materias primas de Phillip Nova, señaló a Reuters que esta tendencia bajista está impulsada principalmente por la decisión de la OPEP+ de aumentar la producción y la introducción de aranceles estadounidenses. Además, la decisión del presidente Donald Trump de pausar toda la ayuda militar a Ucrania tras su enfrentamiento con el presidente Volodímir Zelenski la semana pasada añadió incertidumbre al mercado.

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    La OPEP+ decidió seguir adelante con un aumento de la producción de petróleo previsto para abril de 138.000 barriles diarios, el primero desde 2022, lo que tomó por sorpresa al mercado, según Bjarne Schieldrop, analista jefe de materias primas de SEB. Schieldrop sugirió que este cambio de estrategia podría estar relacionado con las presiones políticas ejercidas por Trump para reducir los precios del petróleo.

    Impacto en Vaca Muerta

    La disminución del precio del petróleo Brent tiene implicaciones directas para Vaca Muerta, ya que la viabilidad económica de los proyectos depende en gran medida de los precios internacionales del crudo. Una caída sostenida por debajo de ciertos umbrales puede afectar la rentabilidad de las inversiones y, en consecuencia, la producción.

    En los últimos años, las operadoras han reducido los costos de desarrollo en Vaca Muerta, permitiendo que los proyectos sean más resilientes ante las fluctuaciones de los precios internacionales del petróleo. Esta optimización de costos ha mejorado la competitividad de la formación, haciendo que la industria petrolera argentina pueda sostener niveles de producción a pesar de escenarios de baja en los precios.

    La presión sobre el dólar en Argentina

    Además, el gobierno de Javier Milei ha introducido modificaciones en la legislación de hidrocarburos con el objetivo de converger hacia precios internacionales. Este cambio busca atraer inversión extranjera, eliminar distorsiones en el mercado y permitir que el sector petrolero opere con mayor libertad en función de la oferta y la demanda global. Sin embargo, esta transición también presenta desafíos, especialmente en un contexto de volatilidad en los precios del crudo y con el gran corral para los dólares que significa el cepo cambiario.

    La economía de Neuquén está estrechamente vinculada al desarrollo de Vaca Muerta. Una disminución en la actividad petrolera puede traducirse en menores ingresos fiscales para la provincia. A nivel nacional, la reducción en la producción y exportación de petróleo puede agravar la escasez de divisas, incrementando la presión sobre el dólar.

  • EEUU pone fin a la exportación de Chevron de petróleo venezolano

    EEUU pone fin a la exportación de Chevron de petróleo venezolano

    WASHINGTON (Reuters) -El Gobierno del presidente de Estados Unidos, Donald Trump, confirmó que pondrá fin a la licencia otorgada a Chevron desde 2022 para operar en Venezuela y exportar su petróleo, después de que Washington acusó al mandatario Nicolás Maduro de no avanzar en reformas electorales y el retorno de migrantes.

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    Chevron tendrá hasta el 3 de abril para liquidar las exportaciones desde Venezuela, según una actualización de la licencia publicada por el Departamento del Tesoro de Estados Unidos.

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    Cuando Trump anunció la semana pasada la revocación de la licencia, que le ha permitido a Chevron exportar más de 200.000 barriles por día de crudo desde Venezuela, la vicepresidenta de Venezuela, Delcy Rodríguez, la calificó de «una decisión lesiva e inexplicable».

    El martes, Rodríguez dijo que «Chevron tiene más de 100 años operando campos petroleros en Venezuela, y hoy gracias al lobby del extremismo venezolano, ha sido apartada de sus operaciones en el país».

    El peso de Chevron en Venezuela

    Las empresas conjuntas de Chevron con la petrolera estatal PDVSA representan más de una cuarta parte de toda la producción petrolera del país.

    Cuando se le preguntó sobre la actualización, un portavoz de Chevron dijo que la compañía estaba al tanto de la directiva de Trump y que acataría cualquier instrucción dada por el Departamento del Tesoro para implementar esa directiva.

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    El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, anunció la semana pasada la revocación de la licencia de Chevron en Venezuela.

    La reelección de Maduro en 2024 fue respaldada por la autoridad electoral y el máximo tribunal de Venezuela, pero fue vehementemente impugnada por la oposición, Estados Unidos y otros.

    Maduro y su gobierno siempre han rechazado las sanciones de Estados Unidos y otros países, argumentando que son medidas ilegítimas que equivalen a una «guerra económica» diseñada para paralizar a Venezuela.

    Devaluación e inflación en Venezuela

    La cancelación de las licencias para que petroleras extranjeras operen en Venezuela por parte de Trump reducirá la oferta de dólares en el mercado cambiario del país, lo que acelerará la depreciación de la moneda local, el bolívar, y los precios, dijeron analistas.

    La suspensión de la licencia es otro desafío económico para el presidente venezolano Nicolás Maduro, cuyo gobierno ha aplicado durante años medidas ortodoxas para contener la inflación, que antes era altísima, restringiendo el crédito, frenando el gasto público y, hasta hace poco, manteniendo estable el tipo de cambio.

  • Volantazo de BP: menos renovables, más petróleo y gas en busca de rentabilidad

    Volantazo de BP: menos renovables, más petróleo y gas en busca de rentabilidad

    La petrolera británica BP anunció un cambio de rumbo en su estrategia corporativa: reducirá drásticamente sus inversiones en energías renovables y destinará mayores recursos a la producción de petróleo y gas. La compañía incrementará su inversión en hidrocarburos a 10.000 millones de dólares anuales, mientras que el gasto en proyectos de transición energética se limitará a entre 1.500 y 2.000 millones de dólares, menos de la mitad de lo previsto originalmente.

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    El giro responde a varios factores. Por un lado, la presión de los accionistas, que exigen mejores retornos tras un 2024 decepcionante en términos financieros. Por otro, un contexto global donde la demanda de combustibles fósiles sigue siendo robusta, y la transición energética enfrenta dificultades de rentabilidad en el corto plazo.

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    “Se trata de un BP renovado, centrado en negocios de alta rentabilidad para impulsar el crecimiento y mejorar el rendimiento”, señaló el CEO, Murray Auchincloss, al presentar el nuevo plan estratégico de la compañía.

    Resultados flojos de BP y presión inversora

    El cambio de estrategia llega tras un año difícil para BP. En 2024, la petrolera registró un beneficio atribuido de apenas 381 millones de dólares, una caída del 97% respecto al año anterior. El beneficio antes de impuestos se desplomó un 71,4%, quedando en 6.782 millones de dólares, mientras que los ingresos totales descendieron un 8,6%, hasta 194.629 millones de dólares estos números, la presión de los accionistas se hizo sentir.

    Recientemente, Elliott Investment Management, fondo activista con un 5% de participación en la empresa, demandó una revisión del negocio y mayores retornos. Este escenario llevó a la compañía a repensar su enfoque en renovables, que hasta ahora no han generado el nivel de rentabilidad esperado .

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    BP reducirá drásticamente sus inversiones en energías renovables y destinará mayores recursos al petróleo y gas.

    «BP no puede permitirse destinar grandes sumas a negocios que aún no son altamente rentables”, explicó un analista del sector energético consultado por The Wall Street Journal.

    Más petróleo y gas, menos transición energética

    BP ajustó su hoja de ruta con un claro énfasis en su negocio tradicional de hidrocarburos. Según los planes actualizados, la empresa proyecta una producción diaria de 2,3 a 2,5 millones de barriles equivalentes de petróleo para 2030.

    Como parte del ajuste, BP también planea vender activos por 20.000 millones de dólares hasta 2027, incluyendo su participación en Lightsource BP (energía solar) y la posible desinversión en su negocio de lubricantes Castrol .

    El giro estratégico de BP se enmarca en una tendencia más amplia dentro del sector. Otras petroleras como Shell y Equinor también han reducido sus inversiones en renovables, en parte debido al respaldo del presidente de EE.UU., Donald Trump, a la explotación de combustibles fósiles .

    Un cambio sustancial

    Si bien la reorientación de BP busca mejorar la rentabilidad en el corto plazo, la reducción de inversiones en renovables podría generar desafíos a futuro. La compañía mantiene su objetivo de cero emisiones netas para 2050, pero el menor foco en transición energética podría hacer que ese compromiso se vuelva más difícil de cumplir .

    Además, el contexto regulatorio es volátil. La Unión Europea y el Reino Unido mantienen estrictas políticas de descarbonización, lo que podría generar mayores costos para las petroleras que posterguen su transformación.

    En el sector energético, la pregunta es clara: ¿priorizar la rentabilidad inmediata o seguir apostando a la transición, aun con riesgos financieros? BP ha elegido la primera opción, al menos por ahora.

  • Revés para Argentina: EE.UU. ratifica el fallo en el juicio por YPF

    Revés para Argentina: EE.UU. ratifica el fallo en el juicio por YPF

    La jueza federal de Nueva York, Loretta Preska, rechazó un pedido de la organización Republican Action for Argentina (RAFA) para anular el fallo que condena a Argentina al pago de US$16.100 millones por la nacionalización de YPF en 2012. Con esta decisión, se mantiene vigente la sentencia en favor de los fondos Burford Capital y Eton Park, que reclamaron compensaciones por la expropiación.

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    RAFA había solicitado la revocación del fallo a través de una Moción de la Regla 60, un instrumento procesal que permite revisar una sentencia en caso de presentarse nuevas pruebas o circunstancias. En su presentación, la organización argumentó que la compra del 25 % de las acciones de YPF por parte del Grupo Petersen en 2008 habría sido parte de un esquema fraudulento. La denuncia se basó en investigaciones previas y en una causa judicial en Argentina iniciada en 2006 por la exdiputada Elisa Carrió.

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    El abogado argentino Fernando Irazu, representante de RAFA en el caso, sostuvo que la operación de compra de acciones de YPF en 2008 se habría realizado con la participación del entonces gobierno argentino y que, tras la nacionalización de la petrolera en 2012, el Grupo Petersen no pudo cumplir con los compromisos financieros adquiridos, lo que derivó en la quiebra de sus empresas en España.

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    El fallo de Preska

    La jueza Preska resolvió rechazar el pedido de RAFA y no dio lugar a la solicitud de suspender el proceso judicial. Con esta decisión, el fallo que condena a Argentina al pago de US$16.100 millones sigue en vigor, a la espera de la continuidad de los pasos procesales.

    El litigio por la expropiación de YPF se inició en 2015, cuando los fondos Burford Capital y Eton Park presentaron una demanda contra el Estado argentino. Su argumento principal fue que, al expropiar el 51 % de las acciones de YPF que pertenecían a Repsol, Argentina no realizó una oferta pública de adquisición por las acciones restantes, lo que, según los demandantes, vulneró el estatuto de la empresa.

    Argentina defendió su postura alegando que la ley de nacionalización aprobada por el Congreso en 2012 establecía que el Estado no podía adquirir más acciones que las expropiadas a Repsol. Sin embargo, la Justicia estadounidense determinó que el gobierno argentino debía haber respetado las condiciones establecidas en el estatuto de YPF y dictó la sentencia condenatoria en 2023.

    Cómo sigue el caso YPF

    El gobierno argentino deberá evaluar los pasos a seguir en el litigio, ya que la sentencia continúa vigente. Entre las opciones disponibles, se encuentra la posibilidad de apelar la decisión de Preska o buscar una negociación con los demandantes para reducir el monto a pagar.

  • Presentaron la octava misión empresaria a Houston para pymes neuquinas

    Presentaron la octava misión empresaria a Houston para pymes neuquinas

    La misión empresaria a Houston es una oportunidad única para que las empresas neuquinas conozcan las últimas tendencias de la industria del Oil and Gas y establezcan vínculos empresariales de valor.

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    Por ese motivo, más de 20 empresarios se sumaron a la charla informativa sobre la octava misión a Estados Unidos que organiza el Centro PyME-ADENEU, organismo dependiente del Ministerio de Economía, Producción e Industria.

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    El encuentro contó con la participación de empresas que pertenecen a la Federación de Cámaras del Sector Energético de Neuquén (FECENE) y al Cluster Vaca Muerta, además de referentes de la Cámara de Comercio Argentina-Texas.

    Visitarán la OTC

    La iniciativa se realiza en paralelo a la Offshore Technology Conference (OTC), en Houston, Estados Unidos. La feria tendrá lugar del 5 al 8 de mayo y es la principal convención de la industria hidrocarburífera a nivel internacional.

    Christian Ullrich, asesor de Energía y Minería del Centro PyME-ADENEU informó que “en el encuentro con las empresas dimos a conocer los objetivos de la misión, entre ellas, que puedan conocer la última tecnología de la industria y poder identificar potenciales socios y proveedores interesados en hacer negocios en Neuquén”.

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    Más de 20 empresarios se sumaron a la charla informativa sobre la octava misión a Estados Unidos que organiza el Centro PyME-ADENEU.

    En Houston los empresarios podrán participar de eventos de networking, de rondas de negocios y de visitas a empresas. La misión comprenderá también reuniones con universidades y autoridades gubernamentales, recorridas a instalaciones de empresas y, por supuesto, la visita a la Offshore Technology Conference.

    Organizaciones incluidas

    La agenda y la coordinación de las actividades está a cargo del Centro PyME-ADENEU, con la colaboración de la Cámara de Comercio Argentina-Texas, del IAPG Houston y de la Agencia Argentina de Inversión y Comercio Internacional (AAICI).

    Ullrich indicó que “la charla informativa permitió también dar a conocer los requisitos para entrar en Estados Unidos y brindar detalles sobre vuelos y alojamientos”.

    La misión a Houston y la participación en la OTC forma parte del calendario de ferias y misiones en las que el Centro PyME-ADENEU busca promocionar e impulsar a las empresas que forman parte de la cadena de valor neuquina.

    Las empresas que quieran más información y tengan interés en sumarse a la misión pueden contactarse con el Centro PyME-ADENEU al correo electrónico [email protected].

  • “Argentina tiene una ventana de oportunidad energética, pero la salida del cepo es crucial”

    “Argentina tiene una ventana de oportunidad energética, pero la salida del cepo es crucial”

    Juan Pablo Ronderos, socio y fundador de MAP Latam, consultora especializada en macroeconomía, compartió su visión sobre la situación económica actual de Argentina, las proyecciones para los próximos años y el impacto que tendrá Vaca Muerta.

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    En diálogo con LM Play, el economista brindó una perspectiva que abarca tanto el análisis de la macroeconomía como de sectores clave como la energía y la minería, y subrayó varios puntos clave que podrían marcar el futuro del país en un contexto global incierto.

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    Durante su visita a Neuquén, Ronderos pudo experimentar de cerca la actividad en yacimientos de Vaca Muerta, un ecosistema en crecimiento que promete ser clave para la economía argentina. “Lo que se ve en el campo es impresionante, el movimiento de camiones, perforadoras, y todas las empresas que giran alrededor de un pozo de perforación crean un ecosistema económico increíble”, señaló. De acuerdo con su análisis, la energía y la minería son pilares fundamentales en el futuro de Argentina, especialmente en el contexto de la transición energética global.

    Ronderos destacó la proyección de que, para 2026, la balanza energética de Argentina podría alcanzar los 10.000 millones de dólares, un cambio radical impulsado por la explotación del shale y otras iniciativas energéticas. En cuanto a la minería, el litio ocupa un lugar destacado en las proyecciones de crecimiento, pero también advirtió sobre los riesgos de la dependencia de los precios de los commodities, como el gas y el petróleo, que siguen siendo factores determinantes en la economía argentina.

    El contexto internacional y los riesgos geopolíticos

    Ronderos fue enfático en señalar que la macroeconomía de Argentina no solo depende de su propio contexto interno, sino también de lo que ocurre a nivel global. “El mundo está atravesando una transición energética y eso impacta directamente en los precios de los commodities, pero también en las decisiones geopolíticas de grandes economías como Estados Unidos”, explicó. La política de Donald Trump, especialmente su enfoque hacia los energéticos y los acuerdos comerciales internacionales, podría generar incertidumbre para la región.

    El cepo: una traba para la inversión

    Uno de los temas centrales de la conversación fue el impacto del cepo cambiario en la economía argentina. Ronderos subrayó que, si bien el gobierno ha tomado medidas para contener la volatilidad y reducir el riesgo país, el control de cambios sigue siendo uno de los principales obstáculos para la inversión extranjera. En su opinión, la salida del cepo es un paso crucial para estabilizar la economía y generar confianza en los inversores.

    “En los últimos dos meses hemos visto una caída significativa en el riesgo país, lo que demuestra que las políticas fiscales y monetarias del gobierno están empezando a dar frutos. Sin embargo, la gran incógnita sigue siendo el cepo”, afirmó. Según Ronderos, la eliminación de las restricciones cambiarias podría producirse en un plazo de entre 2 y 6 meses, siempre y cuando se cumplan ciertas condiciones, como alcanzar reservas internacionales de entre 15.000 y 20.000 millones de dólares.

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    Vaca Muerta ya superó todo el registro de fracturas de 2023.

    La falta de libertad para disponer de divisas y el contexto de incertidumbre económica continúan siendo factores disuasivos para muchos inversores internacionales. “Cuando una multinacional decide invertir, lo primero que pregunta es si podrá repatriar sus ganancias. En Argentina, esa respuesta es no, lo cual complica mucho las decisiones de inversión», destacó.

    Proyecciones para 2025: ¿un escenario favorable?

    A pesar de los desafíos, Ronderos se mostró optimista respecto a las proyecciones para 2025, pero solo si el gobierno logra salir del cepo y estabilizar la macroeconomía. Según las estimaciones de MAP Latam, el crecimiento de la economía argentina podría rondar el 4-5% en 2025, pero esto dependerá de una serie de factores, como la contención de la inflación, la reducción de la brecha cambiaria y, por supuesto, la resolución del cepo.

    El gobierno, en su opinión, debe lograr una política coherente tanto a nivel fiscal como monetario, con medidas que favorezcan la estabilidad de los mercados financieros y la competitividad del país. En particular, destacó que uno de los mayores desafíos que enfrenta el Ejecutivo es generar los dólares necesarios para afrontar el pago de deuda externa y los compromisos económicos del país.

    ¿Rebote o crecimiento sostenible?

    El experto explicó que el próximo paso fundamental para el gobierno será lograr una salida ordenada del cepo. Esto, según Ronderos, se logra cumpliendo tres condiciones clave: conseguir entre 15.000 y 20.000 millones de dólares de reservas internacionales netas, reducir la brecha cambiaria por debajo del 20% y mantener la inflación en niveles bajos.

    “Si el gobierno toma las decisiones correctas en los próximos meses, creo que podremos ver un escenario más favorable para 2025. Sin embargo, no debemos confundir un rebote económico con un crecimiento sostenible. El marco regulatorio debe ser claro y estable para que las empresas y los inversores puedan tomar decisiones informadas”, concluyó.

  • Qué implica la privatización de Yacimientos Río Turbio

    Qué implica la privatización de Yacimientos Río Turbio

    El 2025 empezó con una agenda intensa en términos de privatizaciones y las empresas energéticas van a tener un rol muy importante. Entre ellas, se destaca Yacimientos Carboníferos Río Turbio (YCRT), una de las firmas estatales más polémicas por la cantidad de recursos que demandó y las denuncias de corrupción acumuladas.

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    La última novedad fue el anuncio de transformación de YCRT en una Sociedad Anónima y el transpaso de la deuda de la compañía al estado argentino, algo clave para poder atraer el interés de posibles compradores privados.

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    YCRT SA

    Según indicaron, el Estado Nacional mantendrá una participación mayoritaria en el capital social. La representación de las acciones se distribuirá con un 95% a través de la Secretaría de Energía y un 5% por medio de la Secretaría de Minería, ambas dependientes del Ministerio de Economía.

    También se transfieren a Carboeléctrica Río Turbio S.A. todos los bienes muebles e inmuebles, activos, créditos, marcas, registros, patentes y demás bienes materiales e inmateriales y los recursos humanos.

    El personal de YCRT pasará a depender de la Ley de Contrato de Trabajo N° 20.744, preservando sus derechos adquiridos, pero se establece un plazo de 180 días para negociar un Convenio Colectivo de Trabajo.

    Ahora, la idea es empezar a reducir el déficit operativo que se calcula en 100 millones de dólares al año. Para eso, se buscará reactivar la producción tanto de carbón como de generación eléctrica.

    La privatización

    El primer paso será una subasta para exportar unas 30.000 toneladas de carbón por bimestre. El stock ya está reservado y se pensó en esta metodología para conseguir un mejor precio y transparentar la operación.

    El carbón de YCRT no tiene el mejor poder calorífico del mercado, pero luego de certificar su calidad con una firma internacional, se observó que tiene un bajo contenido de azufre que es bastante solicitado a nivel mundial por el menor impacto ambiental que implica.

    En cuanto a la generación eléctrica, la capacidad de la usina es de unos 80 MW, suficientes para abastecer casi la totalidad de los consumos de la provincia santacruceña, ya que existen cuellos de botella para poder conectarla al SADI y enviar al resto del país.

    A su vez, en la empresa consideran que otro vertical del negocio interesante es actuar como back up frente a los periodos de mantenimiento donde hay parte de la generación del sistema regional que sale de operación y ahí se paga un muy buen precio por ese faltante.