Autor: Más Energía

  • Vista cerró 2024 con más producción, más pozos y más reservas en Vaca Muerta

    Vista cerró 2024 con más producción, más pozos y más reservas en Vaca Muerta

    Vista, el segundo mayor operador de petróleo no convencional del país, cerró 2024 con un fuerte crecimiento en producción y reservas. La compañía reportó una producción total de 85.276 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d) en el cuarto trimestre, lo que representa un salto del 51% respecto al mismo período de 2023.

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    En el caso del crudo, el incremento fue del 52%, con una producción que alcanzó los 73.491 barriles por día (bbl/d). En el acumulado del año, la petrolera logró 69.660 boe/d, un 36% más que en 2023.

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    Más inversión y desarrollo en Vaca Muerta

    El crecimiento estuvo respaldado por una inversión de 1.200 millones de dólares en el año, destinada al desarrollo de 50 nuevos pozos en Vaca Muerta. Además, la compañía sumó un tercer equipo de perforación y un segundo set de fractura, que ya están operativos para cumplir con las metas de 2025.

    Las reservas probadas también marcaron un salto importante: al 31 de diciembre de 2024 llegaron a 375,2 millones de barriles equivalentes (MMboe), un 18% más que en 2023. El índice de reemplazo de reservas fue del 323%.

    Exportaciones y números en alza

    Vista exportó 10,6 millones de barriles de crudo, lo que representó el 49% del volumen total de ventas de petróleo y un crecimiento interanual del 29%.

    En términos de ingresos, la compañía facturó 1.647,8 millones de dólares (MM$) en 2024, un 41% más que en 2023. La eficiencia operativa también mejoró: el lifting cost bajó a 4,6 dólares por barril equivalente (USD/boe), por debajo de los 5,1 USD/boe del año anterior.

    El EBITDA ajustado del año cerró en 1.092,4 MM$, con un margen del 65% y un crecimiento del 25% respecto al año pasado.

    Cierre de año y expectativas

    En el último trimestre, la compañía facturó 471,3 MM$, con un 52% más de ingresos que en el mismo período de 2023. El 55% de los ingresos netos totales provinieron de exportaciones de crudo y gas.

    El lifting cost del trimestre fue de 4,7 USD/boe, mientras que el EBITDA ajustado se ubicó en 273,3 MM$, un 5% menos que en 2023.

    La inversión en los últimos tres meses del año fue de 340,1 MM$ y dejó un flujo de caja libre positivo de 57,1 MM$. Sin embargo, en el balance anual, Vista registró un flujo de caja libre negativo de 92,9 MM$.

    Para 2025, la compañía apuesta a seguir creciendo con más equipos en operación y un plan de desarrollo agresivo en Vaca Muerta.

  • El 97% de las inversiones del RIGI están concentradas en Energía y Minería

    El 97% de las inversiones del RIGI están concentradas en Energía y Minería

    El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) está delineando el futuro productivo de Argentina: el 97% de las inversiones presentadas hasta ahora están enfocadas en Energía y Minería, con una fuerte predominancia en Oil & Gas y litio que pone de relevancia el rol del país como un jugador clave en el suministro de energía y minerales estratégicos.

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    Las inversiones

    El análisis se desprende del informe «RIGI & Escenarios Globales» de la Escuela de Gobierno de la Universidad Austral y con autoría de Sofía del Carril. Según la investigación, al 24 de febrero de 2025, ya se han recibido diez solicitudes de inversión por un total de 11.593 millones de dólares, con la siguiente distribución:

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    • 55% destinado al sector energético, con un 93% concentrado en Oil & Gas.
    • 42% a minería, con el litio como protagonista absoluto (75% del total minero).
    • 3% a siderurgia, con proyectos como la planta industrial en San Nicolás.

    “Los proyectos energéticos representan el 55% del monto de las inversiones propuestas y se concentran principalmente en la explotación de Vaca Muerta, a través de un nuevo oleoducto que atravesará las provincias de Neuquén, Río Negro y Buenos Aires y un buque de licuefacción para la producción de GNL”, explicó Sofía del Carril, autora del informe y directora ejecutiva del Centro de Estudios de Gobernanza Global de la Escuela de Gobierno de la Universidad Austral.

    “El otro foco es sin duda la minería (aproximadamente 42% del monto de las inversiones propuestas), con iniciativas en Salta, Catamarca y San Juan propuestos por empresas de capitales extranjeros. Aquí destacan proyectos sobre litio, uno de los minerales críticos de nuestra época por su relevancia para la transición energética y sus usos para la industria tecnológica, y de oro y cobre en San Juan”, subrayó

    La carrera por la exportación

    El 42% del capital proviene de inversores extranjeros, con empresas como Rio Tinto, Galan Lithium y Posco impulsando proyectos de litio en Salta y Catamarca. En el sector energético, el oleoducto Vaca Muerta Sur, desarrollado por un consorcio liderado por YPF con participación de PAE, Vista Energy, Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol y Shell, representa una de las mayores apuestas de infraestructura para potenciar las exportaciones.

    Por regiones, NOA y Cuyo concentran la inversión minera, mientras que Patagonia y Buenos Aires son el epicentro de los proyectos energéticos y siderúrgicos.

    “Las cifras del RIGI confirman el interés del sector privado por desarrollar proyectos de gran escala en el país, pero el verdadero desafío será transformar estos anuncios en inversiones efectivas. Los próximos meses serán clave para evaluar la velocidad de implementación y el impacto en la economía nacional”, agrega Sofía del Carril.

    Geopolítica e impacto global

    Las inversiones propuestas de momento en el marco del RIGI reflejan las profundas transformaciones geopolíticas que estamos atravesando. La presencia dominante de capitales extranjeros para proyectos mineros y de capitales locales en asociación con éstos en el campo de la energía no es casual: responde a un escenario en el cual el acceso y abastecimiento de minerales críticos como el litio y la seguridad energética son centrales en un contexto de creciente tensión internacional.

    Los escenarios bélicos en Europa, Medio Oriente y África y la impronta nueva en materia de política exterior pero también de política doméstica-industrial de los Estados Unidos con la llegada de Trump aceleran una tendencia ya visible en los últimos tiempos: en un panorama de mayor incertidumbre, empresas y países buscan con énfasis reducir su dependencia de proveedores tradicionales y construir cadenas de suministro más diversificadas y por ello -se asume- más resilientes.

  • Qué áreas incrementaron un 20% su producción en Vaca Muerta

    Qué áreas incrementaron un 20% su producción en Vaca Muerta

    La producción de shale oil sigue creciendo. El petróleo de Vaca Muerta espera por las obras de infraestructura para poder dar un salto cuantitativo y enero fue un claro ejemplo de ello. Los datos de la Secretaría de Energía muestran que en enero se contabilizaron 442,6 kbbl/día lo que significa un crecimiento interanual del 28,1%.

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    Sin embargo, el dato pasa por el crecimiento que tuvieron los principales bloques productores que tiene el petróleo de Vaca Muerta.

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    Las potencias del shale oil

    Según los datos del informe Economía & Energía, el área que más aumentó su producción fue Bajada de Palo. En el primer mes del año, la nave insignia de Vista registró un crecimiento interanual del 20,7% al pasar de de 45,1 kbbl/día a 65,7 kbbl/día.

    El segundo bloque que más creció fue La Calera. El ariete de Pluspetrol obtuvo un aumento interanual del 18,2% en enero. El área pasó de 5,9 kbbl/día en el comienzo de 2024 a 24,1 kbbl/día en enero de 2025.

    Uno de los tres pilares de YPF en el shale oil fue quien cerró el podio de los bloques top que más crecieron en el primer mes del año. Bandurria Sur completó un aumento interanual del 11,4%. En enero de 2024 registró 48,1 kbbl/día mientras que en el mismo mes de 2025 contabilizó 59,5 kbbl/día.

    Detrás se ubicó La Amarga Chica. El bloque operado por YPF fue donde más se conectaron pozos en 2024 y registró un incremento interanual del 9,4 kbbl/día. El área pasó de 55,6 kbbl/día en enero de 2024 a 65 kbbl/día en el mismo mes de 2025.

    Loma Campana cerró el registro elaborado por la consultora que dirige Nicolas Arceo. El bloque marcó el inicio de la aventura de Vaca Muerta estableció un crecimiento interanual del 3,2% ya que en enero de 2024 llegó a 84,2 kbbl/día mientras que en el mismo mes de 2025 logró 87,3 kbbl/día. El dato que sobresale es que Loma Campana está cada vez más cerca de llegar a los 100 kbbl/día.

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    Vaca Muerta crecerá con los proyectos apuntados a la exportación de petróleo y gas.

    Una baja que no se sintió

    Otro dato que se desprende del informe de Economía & Energía es que la producción de shale oil registró una leve baja del 1,1% en comparación con diciembre de 2024.

    La baja en la producción de petróleo durante enero se debió a menores volúmenes extraídos en las áreas de La Amarga Chica, Bajada del Palo Oeste, El Trapial Este, Coirón Amargo Suroeste y Lindero Atravesado. A pesar de esta caída puntual, el crecimiento acumulado en los últimos años sigue posicionando a Neuquén como un actor clave en la industria energética nacional.

    Un dato relevante es que la extracción de recursos no convencionales continúa ganando protagonismo. Actualmente, el 95,17% de la producción total de petróleo y el 87,80% de la producción de gas en Neuquén provienen de yacimientos no convencionales.

    Este modelo de explotación, liderado por el desarrollo de Vaca Muerta, ha sido clave para el crecimiento sostenido del sector en los últimos años y representa una gran oportunidad para seguir fortaleciendo el abastecimiento energético del país y generar los dólares vía exportación de petróleo, necesarios para fortalecer las castigadas reservas del Banco Central de la República Argentina (BCRA).

  • Vaca Muerta comenzó el año duplicando la cantidad de pozos conectados

    Vaca Muerta comenzó el año duplicando la cantidad de pozos conectados

    Vaca Muerta comenzó el 2025 como terminó el 2024: superando sus propios récords. Esta vez la formación no convencional logró aumentar la cantidad de pozos conectados y mostró un crecimiento interanual más que interesante.

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    Según el informe de la consultora Economía & Energía, las compañías conectaron 33 pozos en enero esto significa un aumento del 94% con respecto al mismo mes del 2024 y un leve crecimiento (para lo que nos tiene acostumbrado el shale argentino) del 6% con respecto a diciembre de 2024.

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    Como sucede normalmente en la época estival, los pozos petroleros le ganan a los gasíferos debido a la baja de la demanda. Sin embargo, YPF conectó 2 pozos en el bloque Las Tacanas donde la compañía busca explotar la ventana del shale gas de Vaca Muerta.

    Pozo por pozo

    Otro dato cotidiano es que la empresa de mayoría estatal sigue liderando la actividad en la roca madre y en enero se anotó 21 pozos conectados que se dividieron en 2 de gas y 19 de petróleo.

    En el shale oil, los pozos estuvieron distribuidos en 9 Loma La Lata – Sierra Barrosa, 6 en Loma Campana – su nave insignia- y 4 en Aguada del Chañar.

    Luego se posicionó Tecpetrol con 4 pozos enganchados en Puesto Parada, el bloque con el que la compañía del Grupo Techint quiere llevar todo su know how en Fortín de Piedra a la ventana petrolera del no convencional. El primer paso ya lo dio y logró superar la barrera de los 1.000 metros cúbicos diarios.

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    Las ramas laterales y los PADs serán una pieza importante en la estructura de los pozos.

    Pan American Energy (PAE) se anotó con 3 pozos conectados en Aguada Cánepa y Vista con uno de sus tanques, Bajada del Palo Este, dijo presente en el primer mes del año con 2 pozos enganchados. La misma cantidad de actividad registró Phoenix Global Resources en su proyecto en Mata Mora Norte.

    El registro fue cerrado por ExxonMobil. La compañía estadounidense conectó un pozo en Bajo del Choique – La invernada.

    La limitación de los equipos

    El registro más alto en la perforación de Vaca Muerta se estableció en junio de 2024 cuando se conectaron 44 pozos. Este año se espera que ese techo sea superado debido al avance de los proyectos de las operadoras y al alivio de los cuellos de botella en el transporte de la producción.

    Sin embargo, tal como viene informando +e, el foco estará puesto en la limitación de los perforadores. La cantidad de equipos es finita y piden aire para poder cumplir con las metas de las compañías para este año.

    En 2025 se proyectan cerca de 500 pozos, un aumento aproximado del 23% con respecto a los 405 pozos que se conectaron el 2024 en la formación no convencional.

    La estrategia apunta a realizar pozos más largos con el mismo equipo de perforación, maximizando la eficiencia de las etapas de fractura. Esto implica una inversión significativa en nuevas tecnologías y metodologías de perforación más eficientes.

    Si bien las compañías traerían 4 nuevos taladros, el shale reclama fierros para poder seguir produciendo y convertirse en el motor productivo de la región.

  • Bekeu, la plataforma que baja costos y abre el juego a las pymes en Vaca Muerta

    Bekeu, la plataforma que baja costos y abre el juego a las pymes en Vaca Muerta

    En un sector donde la eficiencia y la optimización de costos marcan la diferencia, Bekeu irrumpe como un nuevo jugador en la industria del oil & gas. Se trata de una plataforma digital que simplifica el proceso de compras corporativas, permitiendo a las empresas ahorrar hasta un 20% en costos de adquisición, al tiempo que abre el mercado a proveedores pymes que históricamente quedaban fuera del negocio.

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    El modelo, inspirado en plataformas como Mercado Libre, apunta a las compras de bienes no estratégicos, que representan entre el 15% y el 20% del gasto total de las operadoras y empresas de servicios en Vaca Muerta. Con un sistema competitivo que centraliza la oferta y agiliza los procesos, Bekeu permite a las compañías reducir costos y tiempos, y a las pymes, aumentar su visibilidad y acceder a nuevos clientes dentro del sector energético.

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    El nuevo modelo que cambia las reglas

    Desde la plataforma aseguran que su diferencial es la optimización del proceso de compra, que tradicionalmente implicaba múltiples pasos administrativos y tiempos prolongados de gestión. Con Bekeu, ese procedimiento se reduce en un 75%, permitiendo que una transacción se cierre en minutos en lugar de horas.

    Además del ahorro en costos, la plataforma permite una mejor administración del stock y una reducción de entre 10 y 15% en gastos de almacenamiento, evitando la acumulación innecesaria de insumos y mejorando la liquidez de las empresas.

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    La plataforma Bekeu ya está operativa y abierta a las empresas.

    Otro punto clave es la integración de proveedores locales, que gracias a Bekeu pueden competir en igualdad de condiciones con grandes jugadores del sector. Esto genera una dinámica más transparente y competitiva, donde las pymes pueden ofrecer sus productos directamente a las operadoras sin intermediarios ni barreras de entrada.

    Un caso deahorro y más oportunidades para las pymes

    El impacto del modelo ya se está viendo en la industria. Un caso concreto es el de Vista Energy, que al implementar Bekeu logró ampliar su red de proveedores y mejorar sus costos de adquisición. Según datos de la compañía, la plataforma le permitió acceder a un insumo clave con un precio 48.7% más bajo en dólares que en compras tradicionales.

    Al mismo tiempo, el ecosistema de pymes proveedoras se expandió, ya que muchas lograron visibilizar su oferta en un mercado donde antes tenían poco acceso. “La plataforma nos permitió llegar a clientes que no sabían que existíamos. Ahora competimos en igualdad de condiciones y con precios competitivos”, aseguró el representante de una empresa local del sector.

    Cómo ser parte de Bekeu

    La plataforma ya está operativa y abierta tanto para empresas que buscan optimizar su cadena de compras, como para proveedores que quieren ampliar su mercado dentro del oil & gas.

    Para sumarse, los interesados pueden escribir a [email protected] o [email protected]. Con un modelo que apunta a mejorar costos y dinamizar el mercado, Bekeu se posiciona como un actor clave para la evolución del sector en Vaca Muerta, donde la eficiencia y la integración de proveedores locales se vuelven cada vez más estratégicas.

  • Genneia busca financiamiento para proyectos solares

    Genneia busca financiamiento para proyectos solares

    Genneia anunció una mejora en su calificación crediticia y el lanzamiento de su 16° Obligación Negociable Verde (ON) por un monto inicial de hasta 20 millones de dólares, ampliable hasta 60 millones de dólares. Estas acciones demuestran el compromiso de la compañía con el desarrollo sostenible en el país y la solidez financiera y operativa de la compañía.

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    La licitación de este nuevo instrumento financiero se llevará a cabo el jueves 27 de febrero, y los fondos obtenidos se destinarán al desarrollo de nuevos proyectos solares en la región de Cuyo, reforzando el compromiso de la compañía con la transición energética y la sustentabilidad.

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    La agencia calificadora de riesgo Moody’s Local AR ha elevado la calificación crediticia de Genneia, la cual se encuentra fundamentada por el crecimiento en la generación de EBITDA esperado para 2025 y 2026 producto de los proyectos en cartera que le permitirán continuar consolidando su posición como líder en renovables.

    Financiamiento verde

    Asimismo, la calificación también incorpora las sólidas métricas crediticias que la compañía mantiene en un contexto de fuertes inversiones y el buen desempeño operativo demostrado en el desarrollo de los nuevos parques.

    Con respecto a la nueva Obligación Negociable (Clase XLVIII), cuenta con las siguientes características: denominada y pagadera en dólares estadounidenses, tasa de interés fija anual (a licitar) con pagos semestrales y un plazo de 36 meses.

    Además, este nuevo instrumento de deuda se integrará al panel de Bonos Sociales, Verdes y Sustentables (SVS) de ByMA, reafirmando a Genneia como el principal emisor de instrumentos verdes en el mercado de capitales argentino.

    La operación es coordinada por Macro Securities como Organizador, mientras que actúan como Colocadores: Macro Securities S.A.U., BACS Banco de Crédito y Securitización S.A., Cocos Capital S.A., Banco BBVA Argentina S.A., Banco de la Provincia de Buenos Aires, Banco Supervielle S.A., Banco Santander Argentina S.A., Invertironline S.A.U., Banco Supervielle S.A., Balanz, Facimex, TPCG Valores SAU, y Latin Securities.

    Con más de US$ 850 millones emitidos en el mercado de capitales local e internacional, Genneia sigue consolidando su liderazgo en finanzas sostenibles.

    El aporte de Genneia

    Desde hace 13 años, la compañía es el principal referente en energías limpias, habiendo sido la primera en Argentina en alcanzar 1.000 MW de capacidad instalada.

    En 2024, según datos de CAMMESA, Genneia generó 3.898.993 MWh de energía solar y eólica, equivalente al consumo de casi un millón de hogares, evitando la emisión de más de 1,73 millones de toneladas de CO2.

    Con el 19% de la potencia renovable (eólica y solar) instalada en el país, Genneia sigue impulsando una matriz energética más limpia, eficiente y competitiva, fortaleciendo su compromiso con el desarrollo sostenible de Argentina.

  • Tecpetrol puso en marcha la ampliación de la planta en Los Bastos

    Tecpetrol puso en marcha la ampliación de la planta en Los Bastos

    Luego de convertirse en uno de los players de peso en el shale gas, Tecpetrol apunta todos sus cañones a la ventana petrolera de Vaca Muerta. La compañía puso en marcha la ampliación de la planta de Los Bastos y superó los 1.000 metros cúbicos diarios de crudo en la Cuenca Neuquina.

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    “Cuando hay una meta clara y un compromiso del equipo, los resultados llegan. Febrero comenzó con una gran noticia para los proyectos de petróleo de Tecpetrol en Neuquén. Pusimos en marcha la ampliación de la planta de Los Bastos y superamos los 1.000 metros cúbicos diarios de producción de petróleo gracias al desarrollo de shale oil en Puesto Parada”, sostuvo Martín Bengochea.

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    Un trabajo en conjunto

    En su cuenta de LinkedIn, el vicepresidente de Tecpetrol para la Cuenca Neuquina y Vaca Muerta ponderó el esfuerzo que realizó la compañía para seguir explotando el shale.

    “Durante 2024, trabajamos intensamente en las nuevas facilidades y en la perforación y terminación de nuevos pozos con objetivo en Vaca Muerta. Cada fase presentó retos únicos que requirieron ajustes, aprendizajes y, sobre todo, un esfuerzo colectivo que siempre estuvo a la altura”, subrayó.

    “Fue clave la colaboración entre los diversos sectores involucrados para poder llegar al objetivo en tiempos desafiantes”, agregó.

    “Este proceso demostró nuestra capacidad de hacer que las cosas sucedan, siempre con calidad, innovación y buscando la mejora continua en seguridad. Estoy orgulloso del profesionalismo y la pasión de toda la gente que formó parte de este logro. Sin dudas, eso marca la diferencia y nos inspira a seguir adelante con más fuerza”, destacó Bengochea.

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    Tecpetrol avanza en la ventana petrolera de Vaca Muerta.

    La apuesta por el shale oil

    Cerca de Senillosa, en la región sur de la Cuenca Neuquina, se encuentra Los Bastos, un área de petróleo que Tecpetrol viene operando de forma ininterrumpida desde hace más de 30 años.

    En esa zona se asienta Puesto Parada, el primer yacimiento de shale oil en desarrollo de la compañía del Grupo Techint, que busca incrementar el volumen de petróleo producido en la cuenca.

    Tecpetrol buscará replicar todo el know how de los últimos años en Fortín de Piedra para desarrollar el nuevo yacimiento. Para eso fue necesaria la incorporación de equipos, recursos materiales y recursos humanos: el salto para la zona es cualitativo y también cuantitativo.

    En el marco de la AOG Patagonia 2024, Ricardo Markous, CEO de la empresa, brindó detalles sobre las proyecciones para la producción de petróleo en Vaca Muerta.

    La compañía busca llegar a los 30 mil barriles por día en los próximos años de la mano de sus proyectos. «Los Toldos II Oeste es un proyecto interesante. Si decidimos avanzar, podemos llegar a producir 35.000 barriles por día en 2026, y eventualmente podríamos alcanzar los 70.000 barriles», afirmó Markous.

    Además, en Puesto Parada, Tecpetrol está invirtiendo para aumentar la producción a 6.000 barriles diarios para fin de año, con un ambicioso plan de llegar a 100.000 barriles en los próximos cinco años.

  • Oil&Gas: eliminan regulaciones para reducir costos y aumentar la productividad

    Oil&Gas: eliminan regulaciones para reducir costos y aumentar la productividad

    El Gobierno anunció la eliminación de una serie de regulaciones que pesaban sobre la actividad petrolera, encareciendo los costos y afectando la productividad. La medida forma parte del conjunto de normas comerciales dadas a conocer este martes para reducir los costos y alentar la baja de precios y la competencia en diferentes rubros.

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    Mediante la Resolución 20/2025 publicada en el Boletín Oficial, se dispuso la derogación de la Resolución 84/2012 que creó el reglamento técnico y metrológico para Tanques Fijos de Almacenamiento, marcando los requisitos de recipientes fijos destinados a almacenar líquidos a granel, a presión atmosférica o bajo presión, y a través de cuyas mediciones se realicen transacciones comerciales.

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    El ministro de Desregulación y Transformación del Estado, Federico Sturzenegger, destacó en su cuenta de X la decisión de dejarlo sin efecto, al precisar que “establecía cómo debía ser un tanque de almacenamiento de petróleo como si los usuarios (YPF, PAE, etc.) no pudieran evaluarlos por sí mismos”.

    Además, expuso que “lo más dramático es que obligaba a una verificación periódica que requería vaciar los tanques generando un residuo ambiental muy costoso de remediar”.

    El texto oficial aclaró que la medida se tomó en pos de contar con “un sistema claro, coherente y adaptado a las necesidades actuales del rubro, que fomente la eficiencia, la innovación y el desarrollo económico de la industria del Petróleo y sus derivados, eliminando procedimientos innecesarios que generan un dispendio de recursos”.

    – https://publish.twitter.com/o?url=https://x.com/fedesturze/status/1894345353236767113&partner=&hide_thread=false

    Menos costos

    Por otro lado, se avanzó con la derogación de la Resolución 85/2012, que establecía el Reglamento de Medidores de Petróleo y sus derivados y otros líquidos distintos del agua, ya que “no resulta de aplicación efectiva en la actualidad por carecer de precisiones y criterios procedimentales y técnicos compatibles con la composición y funcionalidad de los medidores comprendidos en la norma técnica cuya derogación se impulsa”.

    Al respecto, Sturzenegger sostuvo que dicha regulación se instrumentó “fiel al estilo kirchnerista”, ya que “autorizaron un solo medidor nacional”, precisando que “como los medidores previos no pasan la norma obligaron a todo la industria a cambiar al ‘nacional’” y remarcó que “a su vez imponía una periodicidad de verificación ilógica”.

    Transparencia

    Al mismo tiempo, se dio de baja la Resolución 185/2000 que contenía al Reglamento Técnico y Metrológico referido a Medidas Materializadas de Longitud de Uso General, que había sido implementado en línea con el Mercosur.

    En la mirada del titular de la cartera desreguladora “este es el caso más insólito”, en base a que “habíamos adoptado un régimen para adecuarnos al Mercosur. Pero el bloque derogó este farragoso compendio por impracticable, pero aquí siguió vigente”.

    Además de las mencionadas normas, también se eliminaron las Resoluciones 83/2001, 241/2014, 246/12016, 243/2017, 545/2019, 1709/2023, que formaban parte del marco regulatorio que generaba sobrecostos en el sector.

    Al fundamentar las derogaciones, el Ejecutivo consideró que “resulta indispensable alinear las políticas aplicables al mercado interno, procediendo a una verdadera desburocratización y simplificación de los procesos productivos en relación con el usuario, así como a la eliminación de todas las trabas y obstáculos al comercio que solo han generado incrementos en los costos de las transacciones y pérdidas de tiempo en la gestión de los trámites para los proveedores, lo que finalmente redunda en un perjuicio para los consumidores”.

  • Rucci pidió por la renovación de un emblemático bloque en La Pampa

    Rucci pidió por la renovación de un emblemático bloque en La Pampa

    En las oficinas de la organización sindical, el secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Marcelo Rucci, recibió al intendente de 25 de Mayo, Leonel Monsalve, para analizar la situación del área Medanito en el sur pampeano.

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    El encuentro sirvió para exponer el panorama que se vive en el bloque debido a la ausencia de certezas sobre la continuidad de PCR como operadora, cuyo vencimiento está previsto para 2026. Esta situación impacta en el sector laboral y en las pymes locales vinculadas a la actividad.

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    La falta de definiciones por parte de los diputados provinciales, quienes tienen en comisión un proyecto sobre la continuidad de las operaciones, genera incertidumbre y afecta directamente a toda la comunidad de 25 de Mayo.

    25 de Mayo está atravesando una situación crítica. Estamos perdiendo muchos puestos de trabajo, hay pymes al borde de la quiebra y la operadora actual, Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), ya ha manifestado que no realizará inversiones mientras no tenga certeza sobre la continuidad de su contrato”, subrayó Monsalve.

    El jefe comunal enfatizó que la falta de decisiones políticas pone en riesgo la estabilidad de cientos de familias y llamó a la acción inmediata: “No podemos esperar hasta que finalicen los plazos contractuales sin inversiones ni generación de empleo. Si no se resuelve pronto, habrá más desocupación y una crisis social aún mayor”.

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    Marcelo Rucci se reunió con el intendente de 25 de Mayo, Leonel Monsalve.

    Un llamado a la responsabilidad

    En este marco, Rucci expresó su preocupación por la inacción de los legisladores y advirtió sobre las consecuencias de no tomar medidas urgentes.

    “Hoy, 25 de Mayo está explotado. La situación es insostenible y no se trata solo de los trabajadores petroleros, sino de toda la comunidad. La actividad hidrocarburífera sostiene el comercio local y a otros sectores gremiales. Si no hay una respuesta inmediata, el impacto social será devastador”, aseveró.

    El dirigente gremial destacó que la falta de inversión y la caída de la actividad han provocado una reducción del 30% en los puestos de trabajo de la localidad, lo que ha llevado a reiteradas manifestaciones y protestas por parte de los trabajadores y vecinos afectados.

    “No puede ser que la política esté jugando con el futuro de la gente. Necesitamos que los legisladores estén a la altura de las circunstancias y que actúen con urgencia”, remarcó.

    El titular de petroleros privados también subrayó que las áreas petroleras de La Pampa aún tienen un gran potencial productivo y que es fundamental garantizar su continuidad. “Todavía queda mucho por hacer. Las áreas están en recuperación primaria y hay un enorme potencial para la recuperación secundaria. Pero si seguimos con este cortoplacismo y falta de decisiones, lo único que va a pasar es que más trabajadores pierdan su empleo y más familias queden en la calle”, afirmó.

    En estado de alerta y movilización

    Rucci advirtió que, de no obtener respuestas satisfactorias en el corto plazo, el sindicato intensificará las medidas de acción directa: “No vamos a quedarnos de brazos cruzados mientras nuestros compañeros y sus familias sufren. Si es necesario, vamos a movilizarnos a la Legislatura y a cualquier ámbito donde debamos estar para defender los derechos de los trabajadores y la estabilidad de la comunidad”.

  • Santa Cruz planea exportar el gas de Palermo Aike a través del Atlántico y del Pacifico

    Santa Cruz planea exportar el gas de Palermo Aike a través del Atlántico y del Pacifico

    Palermo Aike quiere ser el nuevo polo exportador del país. YPF y CGC encabezan la exploración de la roca madre de la Cuenca Austral y el Gobierno de Santa Cruz, tal como adelantó +e, muestra el potencial de la hermana menor de Vaca Muerta al mundo.

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    Uno de los primeros en interiorizarse sobre el shale del sur fue Corea del Sur. La potencia asiática envió una comitiva a la provincia para conocer los detalles del no convencional santacruceño.

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    El embajador de Corea del Sur en Argentina, Lee Yong Soo; junto al Cónsul de Corea del Sur en Argentina, Jang Myung Soo, y el asesor de Economía en la Embajada de Corea del Sur en Argentina, Rodrigo Pedro Calixto Calderón visitaron el puerto de Punta Loyola y el predio de almacenamiento de CGC que se encuentra cercano a dicho sector.

    El ministro de la cartera de Energía y Minería de Santa Cruz, Jaime Álvarez, fue quien los acompañó y subrayó la importancia de llevar adelante estas acciones de lazos de cooperación donde Santa Cruz muestra al mundo sus potencialidades.

    Asimismo, el funcionario aseveró que “para nuestro agrado el embajador quedó gratamente sorprendido de las instalaciones portuarias que tiene la provincia, y están muy interesados en el sector energético, fundamentalmente gas natural licuado, ya que es su país muy industrializado y le falta energía para mantener y sostener esa industrialización”.

    Oportunidades para el shale

    El ministro destacó que la delegación vio muy positiva la salida al mar de la provincia. “Mostramos las posibilidades que tenemos y las instalaciones, hemos visto que han quedado sorprendidos porque Santa Cruz está bendecida con su salida hacia el Atlántico y hacia el Pacífico”, consideró.

    Ante la consulta de la importancia de estas visitas anticipó Álvarez que el pedido del embajador fue toda la información acerca del petróleo y gas. “Seguramente van a tener requerimientos energéticos, y si podemos trabajar y llegar a algo concreto, seguramente va a ser exportación de energía de Santa Cruz hacia Corea o hacia otras partes del mundo”.

    En cuanto al beneficio para la provincia y para los inversores explicó que “Santa Cruz es una provincia energética, históricamente exportó petróleo de sus puertos a puertos nacionales o a puertos internacionales. El gas fue transportado por el gasoducto general San Martín al norte del país”.

    Salidas para Palermo Aike

    “Hoy con Vaca Muerta desde Neuquén abasteciendo gran parte del país y nosotros con Palermo la producción de gas no convencional que va a ser el futuro seguramente de Santa Cruz necesitamos buscar alternativas para la colocación de ese gas”, amplió.

    El ministro remarcó: “Si el norte del país está abastecido por Vaca Muerta, nosotros saldremos con nuestras capacidades energéticas por barco al mundo, a través de los dos océanos”.

    Por último, Jaime Álvarez destacó los potenciales productivos de Santa Cruz y que ellos podrían llegar a otras partes del mundo como fuente de energía limpia. “Contamos con la posibilidad que, nuestro petróleo, el gas y la electricidad se transporte en diferentes alternativas, como amoníaco, como hidrógeno verde, como hidrógeno de otros colores, como gas natural licuado, como GLP, transformado en fertilizantes como urea, como nitrato de amonio, metanol, o como aluminio”.