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Autor: Más Energía

  • Pampa Energía lideró la generación eléctrica del país en 2024

    Pampa Energía lideró la generación eléctrica del país en 2024

    Pampa Energía se consolidó como la empresa privada que más energía generó durante 2024. Según informó CAMMESA, el año pasado la compañía entregó al sistema un total de 21.743.200 MWh, a través de sus nueve centrales térmicas, tres centrales hidroeléctricas y cinco parques eólicos.

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    Gustavo Mariani, CEO de Pampa, destacó: “Este logro es resultado del gran trabajo de todo el negocio de generación de Pampa, que hacen que nuestras plantas tengan grandes índices de confiabilidad, eficiencia y disponibilidad”.

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    “También es el resultado de las inversiones que realiza Pampa año tras año para sumar capacidad instalada» agregó.

    La potencia de Pampa

    El aumento en la energía generada fue posible, entre otros factores, porque en 2024 la compañía inauguró el Parque Eólico Pampa Energía (PEPE) VI en la localidad de Bahía Blanca. Este cuenta con una potencia de 140 MW, equivalentes al consumo aproximado de 200 mil hogares, y demandó una inversión de 260 millones de dólares.

    El PEPE VI está compuesto por 31 aerogeneradores y es el primero en el país en estar conectado a una línea de 500 kV. Para su puesta en marcha fue necesario la construcción una estación transformadora y línea de extra alta tensión de 8km.

    Este es el quinto parque que construye Pampa al sudeste de la provincia de Buenos Aires desde 2018. Le permitirá alcanzar los 427MW de generación eólica y consolidarse como una de las empresas líderes del sector.

    Los otros cuatro parques que opera Pampa en el sudeste de la provincia de Buenos Aires son: PEPE II y PEPE III, ambos de 53 MW, y PEPE IV y PEPE VI de 81 MW y 140 MW respectivamente. Además, posee el Parque Eólico Arauco II de 100MW en la provincia de La Rioja.

    Pampa es una de las mayores generadoras de energía eléctrica del país, con una potencia total de 5472 MW, a través de nueve centrales térmicas, tres centrales hidroeléctricas y cinco parques eólicos. Además, según datos de CAMMESA, es la empresa privada que más energía genera desde 2018, con un aporte del 15,3% sobre el total de la Argentina.

  • Arenas de cercanía: Vaca Muerta apuesta por menos calidad para reducir costos

    Arenas de cercanía: Vaca Muerta apuesta por menos calidad para reducir costos

    La cadena de valor de Vaca Muerta se va mejorando año tras año. El shale argentino permite reducir los costos a niveles impensados hace un poco más de diez años y permite buscar nuevas tendencias para hacer cada vez más rentables las operaciones.

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    En este escenario, las arenas de cercanías jugarán un papel principal. Luciano Fucello, country manager de la firma NCS Multistage, destacó que las arenas de cercanía han ganado relevancia en los últimos tiempos, representando casi el 50% del total utilizado en las operaciones actuales.

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    «Tenemos una reducción de costo importante en arenas de cercanía: de pagar 40 dólares la tonelada, en las arenas que vienen de Entre Ríos, de Chubut, a pagar los 100 dólares la tonelada, en boca de pozo«, explicó.

    En diálogo con +e, el especialista detalló que, en un pozo típico que requiere 250 toneladas por etapa, el ahorro puede ser considerable. «Una etapa lleva 250 toneladas. Por ejemplo, son 50 etapas, son 12.500 toneladas, esto por, vamos a ponerle a los 40 dólares que te ahorrás, son 500.000 dólares por pozo«, afirmó Fucello.

    Esta reducción de costos no solo impacta positivamente en la rentabilidad de los proyectos, sino que también impulsa una tendencia creciente hacia la utilización de este tipo de arenas.

    Calidad vs costos

    Fucello también se refirió a las arenas de micro cercanía, que ofrecen una reducción de costos aún más significativa, aunque con una calidad inferior. «No importa la calidad, pero la reducción de costo que está en Estados Unidos puede llegar hasta 30 dólares la tonelada de una arena de micro cercanía«, señaló.

    Aunque estas arenas tienen un impacto en la producción, el ejecutivo explicó que este efecto puede ser compensado. «Tiene un impacto en la producción, lo tratan de compensar poniendo más arena», dijo.

    Arenas silíceas fracking Vaca Muerta etapas de fractura.jpg

    Las arenas de cercanía cumplirán un papel fundamental en esta nueva etapa del shale.

    Además, el especialista destacó que la diferencia de permeabilidades entre la roca y la fractura creada con arena de menor calidad no afecta significativamente el flujo de petróleo.

    «El tipo de roca que vos tenés y dónde está alojado el petróleo, que tiene una permeabilidad infinitesimal, por más que vos rompas la roca y le metas arena de mala calidad y que se termine rompiendo, la diferencia de permeabilidades entre la roca y la fractura que vos hiciste aún con arena de mala calidad es tan grande que el petróleo pasa y fluye», subrayó.

    Bombeo continuo

    Otra tendencia que Fucello mencionó es el bombeo continuo, una práctica que permite operar las 24 horas durante una semana entera sin interrupciones. «Poder bombear 24 horas durante una semana entera sin parar, y ahí la cantidad de etapas puede llegar a ser cerca de 20 etapas por día«, indicó.

    Sin embargo, este tipo de operación requiere equipamiento especializado que aún no está disponible en Argentina. «Se necesita otro equipamiento que no está acá», agregó.

    En cuanto a la inversión extranjera, Fucello expresó optimismo. «En la era Macri muchas empresas de exterior llegaron con la liberación del cepo, con la promesa de la Vaca Muerta, que por ahí no conocían a Argentina, muchas de esas empresas se fueron ya con el cepo y con pandemia de por medio, pero hoy en día están de vuelta empresas de exterior viendo venir a Argentina», afirmó.

    El ejecutivo reveló que varias empresas ya están en proceso de establecerse en el país. «De hecho, varias empresas están armando toda una cuestión de identidad, todavía no hay inversión en equipamiento, pero con la liberación del cepo yo creo que vamos a estar viendo como compañías pequeñas que van a traer tecnología», aseguró.

  • Harbour Energy designó un nuevo director general en Argentina

    Harbour Energy designó un nuevo director general en Argentina

    Harbour Energy anunció el nombramiento de Martín Rueda como su nuevo Director General en Argentina, con efecto a partir del 10 de febrero de 2025.

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    Martín Rueda, de nacionalidad argentina, es ingeniero graduado en la Universidad Católica Argentina y cuenta con una destacada trayectoria de 30 años en la industria del petróleo y gas. Su carrera profesional estuvo marcada por su paso por Shell, donde desempeñó roles clave en la gestión y liderazgo de negocios comerciales en el Reino Unido, Europa y Sudamérica.

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    En una mega operación, la británica Harbour Energy PLC adquirió los activos de exploración, producción y derechos de exploración de Wintershall Dea a nivel global por un valor de 11.2 mil millones de dólares.

    Harbour Energy en Argentina

    La compañía británica Harbour Energy desembarcó el año pasado en la Argentina tras la compra de los activos de la alemana Wintershall DEA. En diciembre pasado, se sumó al proyecto de producción de gas natural licuado (GNL) en Río Negro de Pan American Energy (PAE) y Golar LNG.

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    Harbour Energy se sumo al proyecto de GNL de PAE y Golar en Argentina.

    Tras la firma de un acuerdo, Harbour adquirió una participación del 15% en el desarrollo del primer proyecto de exportación de GNL en Argentina, que incluirá la instalación de un barco flotante de licuefacción.

    Este buque, denominado «Hilli Episeyo» y propiedad de Golar LNG, cuenta con una capacidad de producción y exportación de 2,45 millones de toneladas anuales de GNL, lo que equivale a 11,5 millones de metros cúbicos diarios de gas natural.

    La petrolera confía en que la experiencia y el enfoque de Rueda en la excelencia operativa, la seguridad y la construcción de relaciones de confianza fortalecerán la posición de Harbour Energy en Argentina. Con este nombramiento, la empresa reafirmó su «compromiso de seguir siendo un socio estratégico y fiable para el desarrollo energético del país».

  • Carlos Slim y Pemex analizan el primer yacimiento de gas en aguas profundas de México

    Carlos Slim y Pemex analizan el primer yacimiento de gas en aguas profundas de México

    El magnate mexicano Carlos Slim confirmó que su equipo analiza un acuerdo con Pemex para desarrollar Lakach, el primer yacimiento de gas natural en aguas profundas de México. Sin embargo, el multimillonario advirtió que se trata de un proyecto «complicado» debido a su profundidad y viabilidad económica.

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    El proyecto Lakach ha sido archivado dos veces por su falta de rentabilidad, según informó Reuters. Actualmente, Grupo Carso y Pemex buscan nuevas estrategias para hacerlo viable, incluyendo la posibilidad de integrar los yacimientos cercanos Piklis y Kunah.

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    «Es un proyecto complicado que debe ser realizado por grandes técnicos«, señaló Slim en una conferencia en Ciudad de México. También explicó que la instalación de tuberías a 900 metros de profundidad es un reto técnico clave.

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    Foto de archivo. El multimillonario mexicano Carlos Slim asiste a una conferencia de prensa en Ciudad de México. México, 16 de octubre de 2019. REUTERS/Luis Cortes

    Carlos Slim refuerza su presencia en el sector energético

    En los últimos años, Slim ha ampliado sus inversiones en el sector energético, con participación en los campos de Zama, Ichalkil y Pokoch. Con una fortuna estimada en 79,000 millones de dólares, el empresario es presidente Honorario y Vitalicio de Grupo Carso y América Móvil.

    Ubicado a 90 km del puerto de Veracruz, en el Golfo de México, Lakach contiene aproximadamente 900,000 millones de pies cúbicos de gas. Sin embargo, la baja presión del pozo y los bajos precios del gas han complicado su desarrollo. El futuro del proyecto dependerá de nuevas inversiones y tecnología avanzada para mejorar su rentabilidad.

  • Harbour Energy designó un nuevo director general en Argentina

    Harbour Energy designo un nuevo director generar en Argentina

    Harbour Energy anunció el nombramiento de Martín Rueda como su nuevo Director General en Argentina, con efecto a partir del 10 de febrero de 2025.

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    Martín Rueda, de nacionalidad argentina, es ingeniero graduado en la Universidad Católica Argentina y cuenta con una destacada trayectoria de 30 años en la industria del petróleo y gas. Su carrera profesional estuvo marcada por su paso por Shell, donde desempeñó roles clave en la gestión y liderazgo de negocios comerciales en el Reino Unido, Europa y Sudamérica.

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    En una mega operación, la británica Harbour Energy PLC adquirió los activos de exploración, producción y derechos de exploración de Wintershall Dea a nivel global por un valor de 11.2 mil millones de dólares.

    Harbour Energy en Argentina

    La compañía británica Harbour Energy desembarcó el año pasado en la Argentina tras la compra de los activos de la alemana Wintershall DEA. En diciembre pasado, se sumó al proyecto de producción de gas natural licuado (GNL) en Río Negro de Pan American Energy (PAE) y Golar LNG.

    Golars-FLNG-Hilli-Achieves-100th-LNG-Cargo-Milestone-with-ASaP-Technology-Onboard.jpeg

    Harbour Energy se sumo al proyecto de GNL de PAE y Golar en Argentina.

    Tras la firma de un acuerdo, Harbour adquirió una participación del 15% en el desarrollo del primer proyecto de exportación de GNL en Argentina, que incluirá la instalación de un barco flotante de licuefacción.

    Este buque, denominado «Hilli Episeyo» y propiedad de Golar LNG, cuenta con una capacidad de producción y exportación de 2,45 millones de toneladas anuales de GNL, lo que equivale a 11,5 millones de metros cúbicos diarios de gas natural.

    La petrolera confía en que la experiencia y el enfoque de Rueda en la excelencia operativa, la seguridad y la construcción de relaciones de confianza fortalecerán la posición de Harbour Energy en Argentina. Con este nombramiento, la empresa reafirmó su «compromiso de seguir siendo un socio estratégico y fiable para el desarrollo energético del país».

  • Ahorrá hasta .000 en febrero: las mejores promociones en combustibles .000 en febrero en combustibles con estas promociones

    Ahorrá hasta $30.000 en febrero: las mejores promociones en combustibles $30.000 en febrero en combustibles con estas promociones

    A principios de febrero, las principales petroleras del país aumentaron un 2% el precio de las naftas y gasoil, a pesar de la postergación del ajuste del Impuesto al Combustible Líquido (ICL) y al dióxido de carbono (IDC) hasta marzo.

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    Tras haber registrado un aumento del 100% en los combustibles durante 2024, el sector ha tenido dos incrementos en lo que va de 2025. Sin embargo, los consumidores pueden reducir sus gastos entre un 10% y un 30% mediante las promociones vigentes de billeteras virtuales y tarjetas bancarias, y obtener ahorros de hasta $30.000 al mes.

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    Promociones de YPF

    • Banco Nación: 15% de descuento pagando con MODO BNA+, con un tope de reintegro de $15.000 al mes.
    • Buepp: 10% los sábados y domingos pagando con QR de Modo desde la app de Buepp o del Banco Ciudad, con un tope de $10.000 al mes.
    • Serviclub: Canje de puntos para ahorrar hasta $3.000 en combustible.
    • Banco Macro: Miércoles, 20% pagando con MODO Visa Platinum (tope de $15.000); 30% para clientes Selecta con Visa Signature (tope de $25.000).
    • Banco Santander: Jueves, 20% con Visa Black o Platinum desde la App YPF (tope $20.000 en febrero).
    • Banco Galicia: Lunes, 10% con Mastercard vía MODO ($10.000 de tope mensual); 15% para clientes Éminent ($15.000 de tope mensual).

      Los socios del programa Serviclub que paguen desde la App YPF tienen los siguientes descuentos:

      1. 15% de ahorro. En nafta y diésel Infinia, los viernes, pagando con dinero transferido a la cuenta de la App YPF, con un tope semanal de $4.000 (que permite hasta $16.000 de descuento este mes).
      2. 10% de ahorro. En nafta Infinia, los lunes con todos los medios de pago y un tope de descuento de $3.500 por semana (hasta $14.000 en el mes).
      3. 5% de ahorro. Para socios del ACA, todos los días en las estaciones adheridas, con tope de hasta $11.500 al mes.
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    Axion Energy

    La app de ON, el programa de beneficios de Axion, permite generar cupones de descuento para las cargas de un 10% los lunes y los viernes en combustibles Quantium, con un tope de ahorro mensual de $7.500 para nafta y de $10.000 para diésel.

    • Reba Crédito American Express: 20% los viernes.
    • Banco Supervielle: 20% los sábados.
    • Banco Nación: 10% con MODO BNA+ en febrero, con un tope de $15.000.
    • Tarjeta Mi Carrefour. Los martes hay 10% de reintegro con la de crédito (tope de $3.000 al mes) y 5% con la prepaga (hasta $2.000 al mes).
    • Banco BBVA. Todos los sábados, pagando con crédito a través de MODO, los usuarios que cobren el sueldo en BBVA y estén adheridos a ON tienen 20% con un tope de de $6.000 al mes. Además, en la app de ON, la «Comunidad BBVA» tiene beneficios extra.
    • Banco Comafi. Los domingos, 10% pagando con débito a través de MODO y con un tope de reintegro de $4.000 por semana. Así, en el mes, se puede ahorrar hasta $16.000
    • Banco Patagonia. Cada jueves de febrero dará 20% en todas las estaciones de servicio del país. Para clientes Plus con cuenta sueldo rige al pagar con débito y deja ahorrar hasta $5.000 en el mes. Para el segmento Singular también incluye crédito y reintegra hasta $7.500
    • Banco Columbia. Los días 14 y 24 de febrero dará 20% en compras de combustible, pagando con tarjeta crédito y con un tope de reintegro de $6.000 por fecha.

    Shell

    Quienes abonen desde Shell BOX, la app de la marca, pueden ahorrar un 10% los miércoles en las cargas de combustibles V-Power, con un tope de $3.000 por compra y por semana. Los beneficios con tarjetas y apps son:

    • Tarjeta Personal Pay: 20% los lunes y martes.
    • Shellbox: Beneficios adicionales con puntos canjeables.
    • Banco Nación: 25% con MODO BNA+ (tope de $20.000).
    • Banco Ciudad: 10% los domingos, 15% para clientes con Plan Sueldo o Jubilados (tope $15.000).
    • Banco Galicia: 10% los lunes con Mastercard vía MODO ($10.000 de tope mensual); 15% para Éminent ($15.000 de tope mensual).
    • Jumbo+ y Vea Ahorro. Los jueves, desde Shell Box, 10% en V-Power con chance de ahorrar hasta $3.000 por carga y por semana. Además, pagando con Tarjeta Cencosud, 5% extra.–Prex. Los miércoles, desde Shell Box, 10% en combustible con un tope de reintegro de $4.000 por semana.
    • Prex. Los miércoles, desde Shell Box, 10% en combustible con un tope de reintegro de $4.000 por semana.

    Puma Energy

    • 10% los miércoles en nafta súper, Max Premium y Ion Diesel.
    • Programa Puma Pris: Canje de puntos por descuentos de hasta $18.000.

    Recomendaciones para maximizar los descuentos

    • Atención a los topes de reintegro: La mayoría de las promociones tienen un límite máximo de descuento mensual.
    • Comparar beneficios: Algunas ofertas solo aplican ciertos días o con medios de pago específicos.
    • Planificar cargas: Para evitar exceder los límites de reintegro, es clave programar la compra de combustible según las promociones disponibles.
  • Finalizó el monitoreo ambiental del proyecto de cobre más importante del país

    Finalizó el monitoreo ambiental del proyecto de cobre más importante del país

    Salta está en el mapa de la minería. El litio y el cobre prometen cambiar la realidad de la provincia del norte argentino y catapultarla como un jugador fuerte en la transición energética. La minera First Quantum Minerals LTD, a través de su subsidiaria Corriente Argentina SA, posee Taca Taca, uno de los proyectos de cobre más importantes del país.

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    En este sentido, la Secretaría de Minería y Energía de Salta, a través del Programa de Gestión y Policía Minera, supervisó el Monitoreo Ambiental Participativo de los proyectos Taca Taca y Vendaval, ubicados en el Salar de Arizaro, en el área de influencia del municipio de Tolar Grande.

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    Durante las actividades, se realizaron tomas de muestras y registros de datos mediante metodología específica para diferentes componentes del ambiente: agua superficial en la Estación Caipe, aguas subterráneas, suelos y efluentes en los campamentos. Los sitios monitoreados abarcaron las áreas de incidencia directa e influencia indirecta del proyecto.

    El personal de la Secretaría fiscalizó todas las instancias del monitoreo, constatando el cumplimiento del marco normativo establecido en la Resolución N° 004/18.

    Junto al organismo y la empresa, el monitoreo contó además con la participación de representantes del municipio, miembros de la comunidad Kolla de Tolar Grande, y personal técnico de la consultora EC & Asociados.

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    Taca Taca, el futuro del cobre

    First Quantum desarrolla en Salta el proyecto Taca Taca, con una inversión de más de 3.500 millones de dólares, abarca 2.500 hectáreas en el departamento de Los Andes y generará más de 4.000 empleos indirectos durante su fase de construcción y 2.800 empleos directos en su fase operativa.

    Su ejecución, prevista para 2025, será fundamental para impulsar el Producto Bruto Interno (PBI) de Salta y consolidar a la provincia como un actor clave en el mercado global del cobre.

    Estudios y permisos

    En este sentido, el Ministerio de la Producción y las secretarías de Ambiente, Minería y Recursos Hídricos de Salta trabajan para la evaluación exhaustiva y profunda del estudio del impacto ambiental y social del proyecto Taca Taca en Tolar Grande.

    De este trabajo también participa el SEGEMAR (Servicio Geológico Minero Argentino) con quien la provincia firmó un convenio de colaboración para la evaluación técnica y tareas de fiscalización y monitoreo de las tres fases del proyecto.

    Hay que destacar que el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) es el motor clave para impulsar este proyecto Taca Taca, facilitando inversiones y posibilitando el desarrollo de infraestructura esencial para su ejecución. Le permitió además a la Empresa pasar de la fase de exploración y garantizar el financiamiento para materializar la construcción en el 2026.

  • Fénix, la clave para que TotalEnergies se convierta en el mayor productor de gas del país

    Fénix, la clave para que TotalEnergies se convierta en el mayor productor de gas del país

    El mapa gasífero de la Argentina está cambiando. El predominio de YPF se ve amenazado por el empuje de TotalEnergies con Fénix, su proyecto estrella de la Cuenca Austral. En noviembre se dio la primera señal: la firma francesa registró un aumento 18,3% en sus volúmenes de gas operados, YPF sufrió una caída del 5,4% y quedó en segundo lugar.

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    Según datos del informe de OilProduction Consulting, los números de diciembre también marcaron una tendencia parecida. TotalEnergies contabilizó 28,835 Mm3/día mientras que YPF registró 28,664 Mm3/día.

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    Efecto Fénix

    El incremento en la producción de gas de la compañía francesa se debe a que entraron en producción los tres pozos de Fénix. El proyecto aportará 10 millones de metros cúbicos por día (MMm3/día) y permitirá sustituir la importación de 15 barcos de GNL en el invierno.

    Junto a Harbour Energy y Pan American Energy, TotalEnergies lidera el consorcio CMA-1 donde en los dos últimos años se invirtieron 700 millones de dólares. En septiembre de 2023, lograron poner en producción el primero de los tres pozos del proyecto Fénix, ubicado en la explotación offshore más austral del mundo.

    La capacidad de producción de Fénix equivale al 8% de la producción nacional de Argentina y consolida a la firma francesa como el principal operador privado de gas natural en Argentina, con más del 30% de la producción nacional. Además, en Vaca Muerta, la empresa está desarrollando áreas que alcanzarán pronto los 16 MMm3/d de producción de gas.

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    Fénix es el proyecto insignia de TotalEnergies.

    Los principales operadores

    Más allá del dominio de YPF y TotalEnergies, el ranking de las operadoras muestra diversas particularidades. En diciembre, PAE logró 17,461 Mm3/día y se consolidó en el podio de las mayores productoras del país.

    Detrás se ubicó, Tecpetrol con 13,273 Mm3/día, Pluspetrol con 10,328 Mm3/día, Pampa Energía con 9,513 Mm3/día, CGC con 5,965, Enap Sipetrol con 1,954 Mm3/día, Capex con 1,627 Mm3/día y Vista Energy con 1,428 Mm3/día.

    El mapa no convencional

    En tanto, el shale gas continúa mostrando un crecimiento sostenido, con una producción total que alcanza los 76,176 Mm3/día. En este escenario, el yacimiento Fortín de Piedra, operado por Tecpetrol, se posiciona como el principal productor, con una producción de 10,205 Mm3/día, lo que representa el 13,4% del total nacional.

    En segundo lugar, se encuentra Aguada Pichana Este, operado por TotalEnergies, con una producción de 9,877 Mm3/día, equivalente al 13% del total. Le sigue La Calera, a cargo de Pluspetrol, que alcanzó los 9,225 Mm3/día, contribuyendo con el 12,1% de la producción nacional.

    Otro yacimiento destacado es Aguada Pichana Oeste, operado por Pan American Energy, que produjo 7,796 Mm3/día, representando el 10,2% del total. Por su parte, El Mangrullo, a cargo de Pampa Energía, registró una producción de 4,623 Mm3/día, equivalente al 6,1%, mientras que Sierra Chata, también operado por Pampa Energía, alcanzó los 4,217 Mm3/día, con una participación del 5,5%.

    YPF también tiene una presencia significativa en el ranking, con tres yacimientos entre los principales productores. Río Neuquén registró una producción de 3,979 Mm3/día (5,2%), seguido por Aguada de la Arena, con 3,360 Mm3/día (4,4%), y Loma Campana, que alcanzó los 3,149 Mm3/día (4,1%).

    La sorpresa vino de la mano de Campo Indio Este – El Cerrito. El bloque operado por CGC y que marca la exploración de Palermo Aike cerró el ranking con una producción de 2,557 Mm3/día, representando el 3.4% del total.

  • Argentina y su boom energético: Vaca Muerta aumentó las reservas hasta 1.000%

    Argentina y su boom energético: Vaca Muerta aumentó las reservas hasta 1.000%

    La evolución de las reservas de petróleo y gas de la Argentina está atada a la suerte de la actividad en Vaca Muerta. En los últimos años el shale neuquino se convirtió en un manantial de recursos, que no sólo compensó el declive natural de cuencas convencionales maduras, sino que permitió incrementar los stocks de hidrocarburos del país.

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    De acuerdo a un informe elaborado por Marcelo Hirschfeldt, de la consultora OilProduction Consulting, entre 2013 y 2023, las reservas comprobadas de petróleo de las Argentina crecieron un 28,8%, para alcanzar los 477,270 Mm3. Mientras que las gasíferas, se incrementaron en un 48,5%, al llegar a 487,472 MMm3.

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    Todo ese crecimiento estuvo cimentado en la actividad en Vaca Muerta. Así es que Neuquén lidera las reservas de crudo con 250,103 MMm3, el 52.4% del total nacional. Chubut (31.6%) y Santa Cruz (8.2%) le siguen en importancia. A nivel de cuencas, la Cuenca Neuquina concentra el 58.3% de las reservas, seguida por la Cuenca del Golfo San Jorge con el 39.4%.

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    Fuente: OilProduction Consulting.

    Neuquén también domina en reservas de gas con 360,290 MMm3 (73.9% del total). Otras provincias con reservas importantes son Chubut, Santa Cruz y Tierra del Fuego. La Cuenca Neuquina concentra el 75.4% de las reservas, mientras que la Cuenca Austral representa el 15.9%.

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    Fuente: OilProduction Consulting.

    Las petroleras que dominan las reservas

    El análisis de las reservas de gas en 2023 evidencia una fuerte concentración en cuatro grandes jugadores (Total Austral, Tecpetrol, Pan American Energy e YPF), que en conjunto representan más del 76% del total. Este nivel de concentración implica que las decisiones estratégicas de estas empresas tienen un impacto significativo en la seguridad energética del país.

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    Mientras que en petróleo, el sector está altamente concentrado, con dos empresas (PAE e YPF) dominando casi el 67% de las reservas. La creciente participación del petróleo no convencional evidencia la transformación de la industria, con empresas diversificando sus portafolios o directamente enfocándose en Vaca Muerta.

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    Fuente: OilProduction Consulting.

    La caída de las reservas convencionales y auge de Vaca Muerta

    A lo largo de la década, las reservas convencionales muestran una tendencia descendente, por factores como la madurez de los yacimientos y la menor inversión en exploración convencional han contribuido a esta disminución.

    • En petróleo, pasaron de 299,816 MMm3 en 2017 a 230,464 MMm3 en 2023 (-23.2%).
    • En gas, la caída fue de 242,759 MMm3 en 2017 a 140,118 MMm3 en 2023 (-42.3%).

    Por el contrario, las reservas no convencionales crecieron de manera sostenida, por el desarrollo de Vaca Muerta.

    • El shale oil pasó de 21,101 MMm3 en 2017 a 246,806 MMm3 en 2023 (+1,070%).
    • El shale gas creció de 112,700 MMm3 en 2017 a 347,354 MMm3 en 2023 (+208%).

    Si bien el aumento de las reservas no convencionales fueron notables en la última década, hay factores limitantes que le ponen un freno al potencial de Vaca Muerta, como la necesidad de expansión de la infraestructura en transporte y procesamiento de hidrocarburos, y el acceso a financiamiento, que ha sido dificultoso por la inestabilidad económica, que afectó la atracción de inversores.

  • Netzsch proyecta un 2025 optimista con foco en Vaca Muerta y la recuperación del convencional

    Netzsch proyecta un 2025 optimista con foco en Vaca Muerta y la recuperación del convencional

    Netzsch, fabricante de bombas y sistemas para la industria en general, dentro de ellas Oil&Gas, celebró sus 25 años en Argentina en 2024. El cuarto de siglo que posee la firma alemana en el país estuvo atravesado por diferentes contextos, pero siempre con la misma proyección de seguir creciendo.

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    En diálogo con +e, Fernando Fernández, presidente de Netzsch Bombas & Sistemas Argentina, destacó que el 2024 fue uno de los años más difíciles para la empresa, principalmente, debido a las restricciones a las importaciones y como consecuencia a la planificación estratégica y comercial. “Eso hace que los clientes no puedan confiar en algo que para ellos es fundamental como los plazos de entrega», explicó.

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    Esta incertidumbre afectó no solo la venta de equipos, sino también la entrega de repuestos, lo que complicó el cumplimiento de contratos en sectores clave como el petrolero, energético, alimenticio, minería y saneamiento.

    Sin embargo, Fernández se mostró optimista respecto al futuro: «Nosotros le apuntamos al 2025 como hicimos toda la vida. Netzsch es una empresa que tiene más de 150 años en el mundo, pasó la primera y la segunda guerra mundial, tiene más de 50 años en Brasil y 25 cumplidos el año pasado en Argentina. Los procesos son a largo plazo».

    Vaca Muerta y el equilibrio del convencional

    El crecimiento de Vaca Muerta fue un oasis para las compañías que están en la industria hidrocarburífera donde las expectativas crecen de la mano de los récords de producción.

    «Para un país, la industria petrolera es algo sumamente importante. Y más con el crecimiento que está teniendo Vaca Muerta, que no tiene límite. El límite dependerá de nosotros en lo que respecta a inversiones, infraestructura y desarrollo no solo de Vaca Muerta sino de todo lo accesorio para poder facilitar el crecimiento», afirmó.

    Asimismo, el ejecutivo señaló que la actividad convencional, aunque actualmente está retraída, no desaparecerá. «Nosotros vemos que el convencional en algún momento se va a equilibrar, se va a volver a poner en marcha como años anteriores. No hay un problema de precio con el barril», sostuvo.

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    Fernando Fernández, presidente de Netzsch Bombas & Sistemas Argentina.

    Innovación y desarrollo tecnológico

    Netzsch Argentina apuesta a la innovación y al desarrollo de nuevas tecnologías para mantenerse competitiva. «Estamos trabajando con muchos desarrollos nuevos, tratando de ir con tecnologías para poder ir más profundo, mejorando asociaciones como, por ejemplo, con la firma WEG para tener motores de imán permanente, bajar el consumo eléctrico. La reducción del consumo eléctrico, cuando las tarifas de electricidad están a valores internacionales, empiezan a ser un precio importante también en la extracción del petróleo», detalló Fernández.

    El presidente de la compañía enfatizó que el petróleo es «inyectar energía para sacar energía, es decir, inyectar plata para sacar plata». Por ello, la eficiencia energética y la optimización de costos son claves para el futuro de la industria.

    Perspectivas para otros sectores

    Además del petróleo, Fernández analizó otros mercados en los que opera Netzsch Argentina. «Vemos algunos mercados un poco más retraídos. Por ejemplo, los mercados que están asociados a la obra pública están bajo control de costos. Toda la planta de tratamiento de fluidos, saneamiento, aguas, está un poco más retraído, pero estamos convencidos de que eso va a volver a arrancar».

    En cuanto a la minería, separó la actividad en dos segmentos: la minería metalífera o tradicional y la minería de litio. «Yo las veo bien», afirmó. Finalmente, respecto a la industria alimenticia y la industria en general, Fernández expresó que, con la recuperación del mercado interno y el consumo, estos sectores también se estabilizarán.