Las autoridades de transición en Venezuela anunciaron que se concretará en las próximas horas la primera exportación de gas del país caribeño tras la captura del ex dictador Nicolás Maduro. Según anunció el jueves la presidenta encargada Delcy Rodríguez, el barco que transportará el cargamento ya se encuentra en el país y partirá en breve.“Ya el barco está en Venezuela y lo veremos partir en las próximas horas y yo compartiré ese video con nuestro pueblo”, indicó Rodríguez, en una marcha de los trabajadores petroleros en Caracas.Hasta el momento no se informaron detalles sobre el destino ni sobre los términos del acuerdo. La noticia se da en un contexto en el que Venezuela venía gestionando desde hace meses la posibilidad de exportar gas, a pesar de las sanciones que Estados Unidos impuso a la industria petrolera en 2019.El pasado 16 de enero, Rodríguez comunicó la firma de un contrato para la exportación de gas licuado de petróleo, aunque tampoco en esa ocasión se precisaron las condiciones del convenio.Horas antes del anuncio, la Asamblea Nacional aprobó por unanimidad la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos. El objetivo de la reforma es incentivar la inversión privada y extranjera en el sector petrolero, en momentos en que Estados Unidos, bajo la administración del presidente Donald Trump, busca revitalizar infraestructuras clave en el sector del país sudamericano.La reforma legislativa abre la puerta a la participación privada en actividades clave como la exploración, extracción, transporte y almacenamiento. Además, facilita la inversión extranjera y permite que los conflictos se resuelvan mediante mecanismos alternativos de resolución de controversias, incluyendo mediación y arbitrajes.El objetivo es revertir el impacto de políticas que otorgaron a Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) el control mayoritario de los proyectos y restringieron la autonomía de socios privados.“Queda sancionada para la historia, para el futuro, para nuestras hijas y nuestros hijos la Ley Orgánica de reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos”, celebró el titular de la Asamblea Nacional, Jorge Rodríguez.El régimen sostiene que la modificación busca atraer capitales que se alejaron tras los cambios legales implementados durante el mandato de Hugo Chávez. “Es una ley clara, con seguridad jurídica, con normas, adaptada a las prácticas internacionales de este sector”, expresó la mandataria encargada, quien subrayó que los yacimientos petroleros seguirán siendo propiedad del Estado. Además, insistió en que la reforma “será respetuosa de la soberanía nacional”.Delcy Rodríguez presentó la reforma días después del anuncio de un acuerdo entre Washington y Caracas por USD 500 millones para la venta de petróleo venezolano bajo supervisión estadounidense.Venezuela cuenta con las mayores reservas probadas de petróleo del mundo, estimadas en 303.000 millones de barriles, según la Oficina de Información Energética de Estados Unidos. A pesar de este potencial, la producción nacional ha disminuido de manera continua en la última década.La caída productiva se atribuye a la falta de inversión, la mala gestión y los casos de corrupción vinculados al chavismo. Además, la situación financiera de Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) se ha visto comprometida por una deuda externa elevada y la reducción de los precios internacionales del crudo.En su mensaje del 15 de enero, la presidenta encargada Delcy Rodríguez señaló, bajo presión de Donald Trump, la urgencia de abrir el sector petrolero a capitales internacionales para recuperar la capacidad productiva y asegurar el ingreso de divisas. (Con información de EFE)

El reporte tomó como referencia el impulso a la energía por parte de la cuenca neuquina y especialmente de Vaca Muerta durante el actual calendario, puntualizando que “las producciones de gas y petróleo del país llevan un crecimiento del 4% y 11% respectivamente, comparando el período enero-julio de este año con el de 2024”.Remarcó que “por sus características geológicas, el ascenso de Vaca Muerta trajo consigo la fuerte suba de la producción no convencional de gas y petróleo”, precisando que “en lo que va del 2025 el 60% del petróleo extraído en Argentina consistió en petróleo no convencional”, contraponiendo que “en 2020 esta proporción era menor al 25%, mientras en 2015 era menor al 5%”.Con este panorama, planteó que el petróleo en Argentina proyecta lograr en 2025 “la producción más alta del siglo, un máximo desde 1998 y la tercera más alta registrada”, y calculó que “la producción de gas podría ser la más alta de la historia argentina en este 2025”.El estudio también destacó que el crecimiento productivo se ve beneficiado por la finalización de obras destinadas al transporte energético, que permite ampliar los envíos, y la apertura de mercados.En este aspecto, resaltan que “la nueva etapa del Gasoducto Perito Moreno (ex GPNK) aspira a seguir profundizando el abastecimiento de energía a la provincia de Buenos Aires y la Región Centro”, mientras que “la reversión del Gasoducto Norte permitirá ampliar el abastecimiento de gas a Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy, para luego llegar a la exportación en dirección a Bolivia y Brasil”.Con respecto a la perspectiva de sumar envíos a países vecinos, desde la BCR señalaron que “el marcado declino de la producción gasífera boliviana abre mercados y oportunidades para seguir profundizando la exportación de energía argentina a la región en el mediano plazo”. Agregaron que “el avance del Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) será esencial para potenciar la capacidad de exportación de petróleo a través del Mar Argentino en los próximos años”.Valoraron que “la diferencia entre exportaciones e importaciones de energía ya es la más grande del siglo”, aludiendo que “como se informó desde la Secretaría de Energía, la balanza energética argentina tuvo su mayor superávit en 35 años”. El informe especificó que la suba de exportaciones de energía se ubica en torno al 11% si comparamos la primera mitad del 2025 respecto al mismo período del año pasado, mientras que las importaciones de energía en el primer semestre del año marcaron una baja de más del 23% interanual, destacando que la importación de gas “cayó 46% interanual en el 1er semestre de 2025”.Remarcó que “este desempeño exportador explica por qué el complejo petrolero-petroquímico emerge sostenidamente como el segundo complejo exportador del país desde el año pasado”, especificando que “dentro de este grupo, las exportaciones de petróleo y gas ya representan más del 13% de las exportaciones argentinas en lo que va del año. Dicha proporción era menos del 6% en 2020 y apenas el 3,7% en 2015”, por lo que “la participación del petróleo y gas en las exportaciones es la más alta en 19 años”.En la misma línea, destacó que “la participación de la energía en las importaciones nacionales viene cayendo sostenidamente”, señalando que “luego del pico del 2022, en donde representaron casi el 16% de las importaciones, dicha proporción cayó sostenidamente y hoy se ubica en menos del 5% de lo importado en Argentina para esta primera mitad del 2025, un mínimo de 21 años”. NA. 

El 2024 será recordado como un año bisagra para la industria del petróleo y gas en Argentina. Según el Informe Anual de Producción de Oil & Gas, el país alcanzó niveles históricos en la producción de hidrocarburos, con la mayor extracción de crudo en 23 años y de gas en 21 años. Sin embargo, detrás de estos números, hay un factor determinante: Vaca Muerta, que se consolidó como el motor de crecimiento del sector energético nacional.

Vaca Muerta: epicentro del auge petrolero y gasíferoLos datos son contundentes. Durante 2024, Vaca Muerta aportó el 55% del petróleo y el 50% del gas producido en Argentina, consolidando su liderazgo en la matriz hidrocarburífera del país.Petróleo: la producción de crudo en la formación alcanzó un promedio de 390 mil barriles diarios (Mbbl/d), con un incremento del 27% en comparación con 2023.Gas: con 70 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d), la producción aumentó un 20% interanual, representando la mitad del gas extraído a nivel nacional.La actividad de perforación también registró un fuerte dinamismo, con 300 pozos de petróleo completados (un 27% más que en 2023) y 17.659 etapas de fractura, un incremento del 20% interanual. Además, la longitud promedio de ramas laterales en los pozos aumentó un 5%, alcanzando los 2.824 metros.

Las empresas protagonistas del boom energéticoLas principales compañías que operan en la formación jugaron un rol clave en este crecimiento. En el segmento petrolero, YPF lideró con el 55% de la producción, seguida por Vista (15%) y Shell (8%). En el gas, Tecpetrol e YPF compartieron el liderazgo con un 23% cada una, y el yacimiento Fortín de Piedra se consolidó como el mayor productor de gas no convencional, aportando el 23% del total.La Cuenca Neuquina, que alberga a Vaca Muerta, también rompió récords en 2024, con un crecimiento del 19% en petróleo y 10% en gas. En esta región, el 81% del crudo y el 84% del gas provienen de no convencionales, lo que confirma el cambio de paradigma en la explotación de hidrocarburos en Argentina.

Un país que produce más, pero con desafíos pendientesSi bien el incremento en la producción posiciona a Argentina como un actor clave en la región, el informe también revela algunos desafíos. La caída del 43% en los pozos de gas completados indica un reacomodo de inversiones hacia el petróleo, en un contexto de precios más atractivos. Además, la infraestructura de transporte y la capacidad de almacenamiento siguen siendo cuellos de botella para maximizar el potencial exportador.Las proyecciones indican que Vaca Muerta continuará expandiéndose, con una demanda creciente en el mercado interno y oportunidades en el comercio internacional. Sin embargo, para consolidar este crecimiento, será necesario avanzar en proyectos de infraestructura, como gasoductos y terminales de exportación de Gas Natural Licuado (GNL), así como en políticas de incentivos para la inversión.El 2024 marcó un antes y un después en la industria hidrocarburífera argentina, y todo apunta a que Vaca Muerta seguirá siendo la gran protagonista en los próximos años. Su desarrollo no solo redefine el sector energético, sino que también tiene el potencial de transformar el perfil exportador del país y generar un impacto económico de largo plazo. (Artículo realizado por el Servicio de Noticias de Canal 7 Neuquén).

La empresa alemana Oiltanking Ebytem sufrió dos derrames de hidrocarburos en menos de un mes en la ría de Bahía Blanca, cerca del puerto de Coronel Rosales. El primer incidente ocurrió el 26 de diciembre y se repitió el 17 de enero. Por tal motivo, el ministerio de Ambiente bonaerense informó que “suspendió preventivamente la operatoria de la Oiltanking y se solicitó de manera urgente que la Secretaría de Energía de Nación, el organismo habilitante de la actividad de la empresa, revise la operatoria y asegure que está en condiciones de seguir operando”.

El derrame se detectó “debido a la pérdida de una monoboya” de la compañía, tras el precedente similar del mes pasado, señaló el organismo. La empresa admitió el incidente ambiental mediante un comunicado: “Durante la operación de descarga del buque tanque San Matías, un elemento de medición de presión presentara una falla; lo que generó un derrame de hidrocarburo. Percibida la fuga, la que fue observada por personal de Oiltanking a bordo, se dispuso la inmediata interrupción de la operación”.

“Por otra parte, se realizaron trabajos de contención y control de la mancha por medio de barreras y booms absorbentes, a cargo de la empresa contratista CINTRA, lo que contuvo todo el derrame registrado”, explicaron.

“Al momento Prefectura Naval Argentina ya inspeccionó la monoboya. Adicionalmente, se encuentran presentes en la Terminal de la empresa autoridades del Ministerio de Ambiente y de Autoridad del Agua de la Provincia de Buenos Aires, siguiendo la contención del derrame ocurrido hoy. Durante todo momento Oiltanking estuvo en contacto y a total disposición de las autoridades, para informar sobre lo ocurrido”, concluyó el comunicado.

Los efectos del derrame petrolero alcanzaron algunas zonas protegidas y afectaron reservas naturales. Y el episodio generó el inicio de una investigación judicial. La Unidad Fiscal para la Investigación de Delitos contra el Medio Ambiente (Ufima) solicitó a la Justicia federal de Bahía Blanca que investigue a la empresa y que dicte una medida cautelar para establecer la clausura preventiva de la petrolera. La Ufima investiga denuncias de actores locales que aseguran que Oiltanking no comunicó a tiempo a las autoridades sobre el derrame del 26 de diciembre y que esa actitud pudo haberse repetido en el segundo incidente, según informó ElDiarioAR. La demora en avisar pudo haber retrasado la activación de los protocolos de emergencia y de las tareas de remediación.

El ministerio de Ambiente señaló que tras el primer derrame, “que afectó parte de la Reserva Bahía Blanca, Bahía Falsa y Bahía Verde, se suspendió la operación de la monoboya que ocasionó la pérdida, se intimó a Oiltanking a presentar el Plan de Contingencia y el Plan de Remediación con carácter de urgencia y se aplicaron sanciones por el incumplimiento de la Ley de protección de Reservas Naturales”.

Además, informó el organismo, “la Autoridad del Agua sancionó a la empresa por infracción del artículo 103 de la Ley 12.257, aplicando la multa máxima que puede emitir el organismo. La Provincia seguirá actuando acorde a sus competencias de cuidado y preservación de los bienes comunes naturales una vez ocurrido el evento e instando a las autoridades nacionales a investigar lo sucedido y controlar la operativa de la empresa”.

Impacto

El sitio especializado EconoJournal destacó que la operatoria de Oiltanking Ebytem es vital para el sistema de refinación de combustibles del país porque su funcionamiento es clave para abastecer de crudo pesado a las tres principales refinerías del país. Se trata de las instalaciones de TPF, en Ensenada; Raízen, en Dock Sud; y la planta que tiene en Campana de Axion Energy, de Pan American Energy.

Así, según el portal, el gobierno espera que el tema esté subsanada la semana próxima. “Hoy por hoy, es el tema más urgente que tenemos en agenda”, dijeron fuentes oficiales del sector que citó el medio digital.

La Administración Federal de Ingresos Públicos (AFIP) estableció un régimen de pago a cuenta del Impuesto a las Ganancias para las empresas del sector de hidrocarburos que hayan tenido un resultado impositivo de por lo menos $ 600 millones en el período fiscal 2022 o 2023.

La medida se dispuso mediante la Resolución General 5453/2023, publicada este lunes en el Boletín Oficial, con el objeto de “sostener el impulso redistributivo de la política fiscal”, en atención a que “los actores económicos del sector hidrocarburífero se han beneficiado con la obtención de ingresos extraordinarios por el desarrollo de su actividad”.

El pago a cuenta alcanzará a las empresas dedicadas a la extracción de petróleo crudo (incluye arenas alquitraníferas, esquistos bituminosos o lutittas, aceites de petróleo y de minerales bituminosos, etc), extracción de gas natural (incluye gas natural licuado y gaseoso); fabricación de productos de la refinación de petróleo y generación de energía térmica convencional (incluye la producción de energía eléctrica mediante máquinas turbo-gas, turbo vapor, ciclo combinado y turbo diésel).

De ese grupo de compañías, el pago a cuenta sólo se aplicará en los casos en los que en la declaración jurada correspondiente al período fiscal 2022 ó 2023, según corresponda, hubieran informado “un Resultado Impositivo que sea igual o superior a $ 600 millones, sin aplicar la deducción de los quebrantos impositivos de ejercicios anteriores”, determinó la resolución en el segundo párrafo del artículo 1°.

Quedan excluidos del pago a cuenta establecido en la presente aquellos sujetos alcanzados por la obligación establecida en las resoluciones generales 5391 o 5424, ambas de 2023, o que hubiesen obtenido un certificado de exención del impuesto a las Ganancias en los términos de la resolución general 2681/2009, sus modificatorias y complementarias.

El monto del pago a cuenta se determinará aplicando la alícuota del 15% sobre el resultado impositivo -sin aplicar la deducción de los quebrantos impositivos de ejercicios anteriores conforme la ley del tributo- del período fiscal inmediato anterior a aquel al que corresponderá imputar el pago a cuenta.

En los fundamentos de la medida, la AFIP puntualizó que “el Estado nacional viene implementando una serie de medidas destinadas a consolidar la recuperación económica, en cuyo marco se ha observado que los actores económicos del sector hidrocarburífero se han beneficiado con la obtención de ingresos extraordinarios por el desarrollo de su actividad”.

“Las obligaciones del Estado nacional en materia económica exigen la adopción de herramientas que coadyuven a la redistribución progresiva de los ingresos, en aras de reducir las desigualdades y proteger a personas y grupos que presentan mayores condiciones de vulnerabilidad”, agregó en los considerandos de la resolución.

El organismo recaudador sostuvo que “en esa coyuntura, con el objeto de sostener el impulso redistributivo de la política fiscal y frente a la manifestación de elevada capacidad contributiva de ciertos sectores económicos, razones de administración tributaria y equidad tornan oportuno establecer un pago a cuenta extraordinario del impuesto a las ganancias que deberán ingresar los sujetos pertenecientes a dichos sectores”.