Autor: Mejor Energía

  • Ternium pone en marcha su parque eólico de 99 MW tras invertir U$S 220 millones

    Ternium pone en marcha su parque eólico de 99 MW tras invertir U$S 220 millones

    Ternium, el gigante del acero del Grupo Techint, puso en operación el Parque Eólico Vientos de Olavarría que le demandó una inversión de más de U$S 220 millones y con el que ya genera el 90% de la energía eléctrica que adquiere del sistema interconectado nacional.

    La compañía anunció la finalización de la construcción de su primer parque ubicado en Olavarría, provincia de Buenos Aires, como parte de su plan de descarbonización de operaciones que incluye un 15% de reducción en la emisión específica de CO2e por tonelada de acero laminado en caliente para 2030, incluyendo emisiones de alcance 1, 2 y 3, tomando 2023 como línea de base.

    Es que el acero tiene un rol fundamental en todos los mercados por su resistencia, versatilidad y durabilidad, pero su producción contribuye a las emisiones de gases de efecto invernadero, representando entre el 7% y el 9% de las emisiones totales mundiales de CO2, según cifras de Worldsteel.

    La construcción del parque requirió una inversión final de más de U$S 220 millones luego de que la compañía resultara adjudicataria de prioridad de despacho por 28,5 MW en la última licitación de Cammesa en el 2023.

    Esto les permitió ampliar la capacidad a 22 aerogeneradores que hoy operan a pleno, con lo cual el parque cuenta con una potencia total instalada de 99 MW y una producción anual estimada de energías renovables de 480 GWh. La planta proyecta generar 470 GWh/año, que equivale al consumo de 130.000 hogares con un consumo medio de 300 KWh/mes.

    Toda la supervisión y operación del parque se realiza de forma remota, a 450 kilómetros de distancia, desde las instalaciones de Planta General Savio, la planta más importante de Ternium en el país, ubicada en San Nicolás de los Arroyos.

    Los aerogeneradores transmiten información en tiempo real al centro de control, como la velocidad, dirección del viento y cuánta electricidad están generando. Las torres eólicas miden 130 metros, el equivalente a casi dos obeliscos (67,5 mts), en tanto que la altura total del eje, con el aspa perpendicular al suelo, mide 205 metros, más de tres veces el obelisco. Cada base de hormigón tiene un volumen de 850 m3, lo que equivale a 1/3 de una pileta olímpica.

    “Este Parque Eólico es el primer gran proyecto de energía renovable de Ternium. Representa un gran hito en el marco de nuestro plan de descarbonización, ya que permitirá aumentar nuestro consumo de energías renovables y avanzar hacia una operación cada vez más sustentable”, sostuvo Martín Berardi, presidente ejecutivo de Ternium Argentina.

    La obra contó en su pico de producción con 350 colaboradores, principalmente del sector de la construcción, e implicó la construcción de 19 kilómetros de caminos internos, 19.000 metros cúbicos de hormigón, 9.160 toneladas de acero para las distintas estructuras que fueron requeridas y la instalación de 145 kilómetros de cables de 33 kV para media tensión.

    Ternium es el mayor fabricante de acero en América Latina con plantas operativas en México, Brasil, Argentina, Colombia, el sur de los Estados Unidos y Centroamérica. La compañía ofrece un amplio rango de productos de acero de alto valor agregado a sectores e industrias como maquinaria agrícola, construcción, automotores, autopartes, envases, electrodomésticos y energía.

    En la Argentina trabajan con más de 5300 colaboradores y cuenta con centros industriales ubicados en las localidades de San Nicolás, Ramallo, Rosario, Canning, Florencio Varela, Haedo, Talar y Ensenada, que operan con la más alta tecnología y realizan inversiones permanentes para mantener sus estándares internacionales de competitividad.

    En el largo plazo, lograr la neutralidad de carbono dependerá de múltiples avances tecnológicos, para lo cual Ternium está trabajando con empresas afiliadas del Grupo Techint. Tenova, proveedor de equipos y tecnología para la industria siderúrgica, está colaborando en el desarrollo de equipos de captura de carbono y quemadores a base de hidrógeno para utilizar en sus instalaciones.

    También, la Unidad de Transición Energética de Tecpetrol está cooperando en el desarrollo de proyectos de energía renovable e instalaciones de captura y almacenamiento de carbono.

    Además, Tecpetrol lanzó una iniciativa de capital de riesgo, Techint Energy Ventures, para impulsar el crecimiento de nuevas empresas con el objetivo de acelerar las nuevas tecnologías de descarbonización.

    Ternium también trabaja con socios estratégicos como Vale para explorar el desarrollo de nuevos productos destinados a reducir la huella de carbono de las materias primas y diversificar la materia prima para las operaciones de alto horno y reducción directa de Ternium, como parte de lo cual hay etapas de prueba del uso de las briquetas de Vale.

    Considerando el potencial que tiene América Latina para las soluciones de descarbonización basadas en la naturaleza, Ternium está analizando su participación en proyectos de producción y utilización de biomasa, así como de protección y reforestación de áreas afectadas, de manera de compensar las emisiones residuales a largo plazo.

     

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  • Ventas récord de vehículos eléctricos en marzo, con China y Reino Unido a la cabeza

    Ventas récord de vehículos eléctricos en marzo, con China y Reino Unido a la cabeza

    El mercado de vehículos eléctricos alcanzó las 1,7 millones de unidades vendidas en marzo, con un crecimiento del 29% interanual y del 40% respecto a febrero.

    En el primer trimestre del año ya se vendieron 4,1 millones de unidades a nivel global, según informó la consultora Benchmark

    China, el Reino Unido y Alemania lideraron las ventas globales de autos eléctricos, mientras que Francia registró una fuerte caída tras eliminar subsidios. América del Norte creció un 16% en el primer trimestre.

    Con un aumento sostenido en la demanda, el mercado de autos eléctricos muestra señales de dinamismo, aunque enfrenta desafíos por aranceles y recortes de incentivos.

    Según Benchmark, en EEUU las previsiones no alcanzan el ritmo de los anuncios de políticas de la actual administración de la Casa Blanca.

    «Lo cierto es que el mercado de vehículos eléctricos ya tiene dificultades para competir con los de combustión interna en cuanto a costes, por lo que la reducción de los subsidios y los elevados aranceles para una cadena de suministro muy internacional sin duda tendrán un efecto de enfriamiento en la industria» sostienen los expertos.

    En Europa, el Reino Unido se destacó al registrar un marzo récord con más de 100.000 unidades vendidas por primera vez en un solo mes. Esta cifra refleja un crecimiento del 41% respecto al mismo mes de 2024. La estacionalidad también juega un papel importante en este mercado, ya que marzo y septiembre suelen registrar picos de ventas debido a las nuevas matrículas de vehículos.

    Otros mercados europeos también mostraron avances importantes en los segmentos de vehículos totalmente eléctricos: Alemania creció un 37%, Italia un 64% y el Reino Unido un 42%. Sin embargo, no toda Europa sigue la misma tendencia.

    Francia mostró una fuerte contracción en lo que va de 2025, con una caída del 18% en las ventas totales de vehículos eléctricos.

    En América del Norte, que incluye a Estados Unidos, Canadá y México, el mercado de VE creció un 16% en el primer trimestre en comparación con el mismo período de 2024. Sin embargo, este crecimiento podría verse afectado en los próximos meses debido a nuevas políticas comerciales.

    En febrero, el presidente Donald Trump anunció un arancel adicional del 25% sobre las importaciones de vehículos provenientes de Canadá y México. En marzo, extendió esta medida a todos los países, imponiendo el mismo arancel a automóviles y piezas automotrices.

    Actualmente, cerca del 60% de los vehículos eléctricos vendidos en EE. UU. se fabrican en el país, mientras que el resto proviene principalmente de Japón, Corea y México.

    Los expertos anticipan que el aumento de aranceles afectará especialmente a los fabricantes coreanos y japoneses, así como a empresas estadounidenses que producen en México y exportan modelos asequibles al mercado local.

    “Es probable que estos aranceles provoquen un aumento de precios tanto en los VE como en los vehículos de combustión interna, afectando directamente la competitividad y el acceso de los consumidores”, explicaron desde Benchmark.

    China, el mayor mercado de vehículos eléctricos del mundo, volvió a marcar el ritmo en el primer trimestre de 2025 con un crecimiento del 36% interanual. En marzo, las ventas de VE en el país asiático estuvieron cerca de alcanzar el millón de unidades, una marca que solo se había logrado anteriormente en agosto de 2024.

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  • Cuatro gobernadores encabezarán una nueva misión comercial energética a Texas

    Cuatro gobernadores encabezarán una nueva misión comercial energética a Texas

    La Cámara de Comercio Argentina-Texas (ATCC) organiza para el 4 al 9 de mayo la Misión Comercial Energética a la Offshore Technology Conference (OTC 2025), que reunirá a más de 100 empresas argentinas del sector para una semana de intercambio comercial, cooperación y vinculación tecnológica en el evento más importante del mundo en materia de energía costas afuera.

    Como cada año el objetivo será profundizar los lazos entre Argentina y Texas, fomentar la inversión, promover la adopción de nuevas tecnologías y fortalecer la cooperación público-privada, lo que se expresa en la organización de una Cumbre Bilateral de Energía y Alianzas Estratégicas.

    La OTC es considerada la principal conferencia del mundo en energía offshore. En 2024 reunió a más de 30.000 asistentes de más de 100 países, con 1.200 expositores y 14 pabellones internacionales. Es el mayor espacio estratégico para impulsar innovación, construir alianzas y explorar oportunidades en petróleo, gas y energías renovables.

    La misión comenzará el domingo 4 de mayo con la Cumbre de Oportunidades de Inversión en Argentina, un panel que se va a desarrollar con la participación de los gobernadores de Neuquén, Rolando Figueroa; de Río Negro, Alberto Weretilneck; de Mendoza, Alfredo Cornejo; y de Córdoba, Martin Llaryora; y del subsecretario de Combustibles Líquidos de Argentina, Federico Veller, y la ex Secretaria de Estado de Texas, Ruth Hughs.

    Este evento reúne a funcionarios gubernamentales, ejecutivos de alto nivel, inversionistas y proveedores de servicios energéticos es presentada como una ocasión para fortalecer la cooperación bilateral. En este caso, la presencia de los gobernadores reafirme el interés no sólo de las provincias productoras sino de las que cuentan con empresas vinculadas a los servicios para la industria.

    El objetivo principal de la cumbre es posicionar a Argentina como un destino confiable y competitivo para la inversión energética internacional, explicó uno de los organizadores a Mejor Energía, al señalar la organización de paneles y sesiones de networking en los que se espera presentar el potencial energético del país, en particular el desarrollo de Vaca Muerta, con oportunidades de colaboración en toda la cadena de valor.

    «Es un momento en que Argentina está implementando reformas estructurales, reafirmando su compromiso con la apertura del mercado y ofreciendo nuevos incentivos para proyectos de infraestructura y energía a gran escala, la Cumbre sirve como una plataforma clave para volver a involucrar a la comunidad inversora global y promover asociaciones entre Estados Unidos y Argentina», se explicó.

    Aquella primera jornada culminará con el tradicional Cóctel Internacional Pre-OTC en el Houston Petroleum Club, un evento social y de networking que es considerado como uno de los momentos relevantes de la semana de la OTC, reuniendo a funcionarios, empresarios y expertos del sector energético global, explicaron los organizadores.

    La iniciativa cuenta con el respaldo de organizaciones como Energy Workforce & Technology Council, Greater Houston Partnership, Cámara de Comercio Brasil–Texas, Cámara de Comercio Italia–Estados Unidos y la Agencia Argentina de Inversiones y Comercio Internacional.

    Más allá del encuentro particular promovido por la Cámara de Comercio Argentina-Texas, la Conferencia de Tecnología Offshore sirve como punto de debate para profesionales de la energía de todo el mundo en torno a los temas del sector energético costas afuera, ya sea petróleo y gas, energía solar, eólica, hidrógeno u otros recursos marinos.

    Así, los líderes de la industria buscarán explorar nuevas fronteras en la energía offshore, abordando temas vinculados a la eficiencia operativa, la responsabilidad ambiental y la innovación técnica necesarias para enfrentar los desafíos energético.

    En esta oprtunidad, se anticipa que las conversaciones se centrarán en las nuevos desarrollos que podrían ayudar a cambiar e impulsar la combinación energética mundial, en un marco de transición global, con la participación de inversores, tomadores de decisiones, técnicos, consultores e innovadores del sector energético y gobiernos.

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  • Tecpetrol realizó su primera exportación de gas natural de Argentina a Brasil vía Bolivia

    Tecpetrol realizó su primera exportación de gas natural de Argentina a Brasil vía Bolivia

    A través de un acuerdo con EDGE, empresa brasilera promotora de la transición energética y en particular del mercado libre de gas, y otro con MGAS, gestora e importadora de gas, Tecpetrol, el brazo petrolero del Grupo Techint, se sumó a las exportaciones de gas natural argentino con destino a Brasil vía Bolivia. Para ello se utilizó el sistema de gasoductos existente en los tres países, informó la compañía.

    Los volúmenes aproximados de estas primeras exportaciones de Tecpetrol fueron del orden de 150.000 metros cúbicos (Mm3/d) para EDGE y de 100.000  Mm3/d para MGAS.

    Nuestro principal objetivo es abrir nuevos mercados regionales, generando y haciendo subir la demanda para la oferta creciente de gas en el país, en particular con el potencial que desata Vaca Muerta. Hay una oportunidad enorme, y se están realizando y planeando ampliaciones de capacidad de transporte, que nos permitirán abastecer en forma competitiva y segura a todos nuestros países vecinos”, comentó Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol.

    Tecpetrol tiene una capacidad de producción total propia de 25 MMm3/d en Argentina, donde opera dos yacimientos gasíferos convencionales en la Cuenca Noroeste y el principal yacimiento de gas no convencional en la Cuenca Neuquina, Fortín de Piedra, que provee por encima del 16% del gas que consume Argentina.  

    Se espera que Vaca Muerta produzca 246 millones de m3/día al 2030, una vez desarrollados los mercados regionales y los proyectos de LNG, el horizonte en el que buena parte de la industria pone el foco y la mayor alterantiva de permanencia en el mercado global para la producción neuquina, en medio de la transición hacia una matriz renovable más afianzada globalmente.

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  • El nuevo mapa energético global: riesgos, cambios y oportunidades para Argentina

    El nuevo mapa energético global: riesgos, cambios y oportunidades para Argentina

    El mundo ingresó en una nueva etapa de incertidumbre económica global, con impactos concretos sobre el negocio energético. Así lo plantea Luciano Codeseira, profesor de la Universidad Austral y UNSAM y Director Ejecutivo de Gas Transition Consultant, quien analiza los efectos del nuevo orden mundial en el sector energético y las oportunidades que emergen en medio del desconcierto.

    Desde la publicación de The Art of the Deal en 1987, Donald Trump ha defendido una visión negociadora pragmática, basada en la imprevisibilidad y la flexibilidad extrema. Ahora, en plena era Trump 2.0 -con su influencia aún vigente en el escenario político y económico internacional-, el mundo se ve sacudido por el resurgimiento del proteccionismo y las tensiones comerciales, sin necesidad de conflictos bélicos formales.

    «Los últimos reportes internacionales reflejan una revisión negativa de las expectativas para el comercio global. La disrupción de las cadenas de suministro no solo afecta la circulación de mercancías, sino que paraliza decisiones empresariales clave y agrava la incertidumbre. El impacto en el sector energético es profundo: el riesgo de que estas interrupciones se conviertan en norma obliga a repensar las estrategias de inversión y suministro», afirma Codeseira.

    A esto- agrega- se suma la decisión de la OPEP+ de acelerar la producción recortada a fines de 2024, lo que generó la caída más pronunciada del precio del petróleo desde la pandemia. Las acciones de las principales empresas energéticas también se resintieron, reflejo de la caída en la confianza sobre la demanda futura.

    Según la Agencia Internacional de Energía, si se mantienen los aranceles entre Estados Unidos y China, en 2025 la demanda global de crudo podría ser 0,9 millones de barriles diarios (MMbd) menor, y en 2026 esa brecha llegaría al millón de barriles diarios.

    En opinión del especialista el nuevo contexto global impone una lógica donde la seguridad del suministro energético se convierte en un factor estratégico. Las empresas buscan ahora: coberturas extensivas para mitigar riesgos; cadenas de suministro confiables y acotadas; y mayor control en origen, extendiendo la cadena de valor desde el recurso natural.

    Ante este panorama, aparecen tres posibles respuestas empresariales: nuevas oportunidades comerciales emergentes de la reconfiguración arancelaria; regionalización como alternativa a la globalización interrumpida, y fusiones y adquisiciones (M&A) que respalden nuevas estrategias o fomenten inversiones con mayor contenido local.

    Un caso evidente- menciona Codeseira- es el quiebre en el mercado global de GLP. Se estima que en 2025, China importará 33,6 millones de toneladas métricas de GLP, de las cuales 17,6 millones provendrían de Estados Unidos. Pero el clima actual podría llevar a China a buscar nuevos proveedores. Argentina, en este escenario, podría posicionarse como una alternativa segura y confiable.

    «Otro ejemplo es el sur de Chile, particularmente la 8ª región, actualmente altamente dependiente de la leña y combustibles líquidos (más del 83% del consumo final). Gracias a su cercanía con Vaca Muerta y la existencia del gasoducto Gas Pacífico, esa región ha comenzado a experimentar un renovado interés por parte de empresas argentinas y chilenas. Se están tejiendo vínculos estratégicos -en forma de M&A y alianzas- que buscan aprovechar cadenas de suministro más cortas y con anclaje directo al recurso», explica.

    «Frente a la incertidumbre, lo único seguro es que el negocio energético deberá adaptarse. Y en ese proceso, América Latina y Argentina en particular puede tener un papel clave si logra posicionarse como un proveedor estable y confiable en un mundo cada vez más fragmentado», analiza.

    Codeseira concluye que las respuestas reactivas ante un escenario global alterado son parte de un nuevo equilibrio. Como decía Winston Churchill: “Un optimista ve una oportunidad en toda calamidad; un pesimista ve una calamidad en toda oportunidad.”

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  • La Secretaría de Energía prevé exportaciones de gas por 100 MMm3/día en los próximos años

    La Secretaría de Energía prevé exportaciones de gas por 100 MMm3/día en los próximos años

    La demanda total estimada de Argentina de gas natural entre los años 2025 a 2039 es de 30,6 TCF, sin considerar las importaciones de GNL necesarias en los picos de invierno ni otra importación, de acuerdo a una proyección realizada por la Secretaría de Energía en la que se analizan los escenarios posibles de consumo doméstico y exportaciones.

    Así, se desprende de la Declaración de Disponibilidad de Recursos Gasíferos de la Secretaría de Energía, un trabajo publicado hoy que fue contemplado en la Ley de Bases sancionada a mediados de 2024, y por el cual se busca plantear tanto la estimación de recursos disponibles como las proyecciones de oferta, demanda y exportaciones de gas.

    Estas previsiones se realizan con las condiciones actuales del sector y asumen bases técnicas, de inversiones y de mercado que pueden modificarse, por lo cual la Secretaría, a través de la Subsecretaría de Combustibles Líquidos, deberá actualizar periódicamente esas referencias, además de replicar el informe cada cinco años.

    Con esas condiciones de referencia, en el escenario de máxima se contemplan volúmenes dos veces y media mayores a los actuales. Estos valores se alcanzarían progresivamente en el tiempo, en la medida que se realicen las inversiones en instalaciones de producción, tratamiento y transporte de los fluidos producidos.

    Así, los recursos disponibles estimados al 31 de diciembre de 2023 ascienden a 243,15 TCF (doscientos cuarenta y tres con 15/100 trillones de pies cúbicos), y, contemplando la hipótesis de valores máximos sostenidos en el tiempo, se podrían abastecer los consumos y las exportaciones durante 63 años.

    Considerando los valores mínimos de las proyecciones, las exportaciones de GNL constantes se prevén en los 60 MMm3/día (21.900 MMm3 anuales), las exportaciones de gas natural constantes en los 20 MMm3/día (7.300 MMm3 anuales) y el consumo en el orden de los 200 MMm3/día (73.000 MMm3 anuales), con lo cual se cubriría una demanda de 68 años.

    Toda la demanda que supere los 200 millones de m3 por día debería ser satisfecha con importación de GNL por la planta de Escobar o eventualmente Bahía Blanca, y el pico máximo se encuentra en el orden de 30 millones de metros cúbicos día en los meses de invierno.

    En un segundo escenario en el que se consideran los valores máximos de las proyecciones, las exportaciones de GNL constantes ascienden a los 80 MMm3/día (29.200 MMm3 anuales), mientras que se mantienen constantes las exportaciones de gas natural y el consumo, con lo cual los recursos abastecerían unos 63 años de demanda.

    Metodológicamente, para realizar la proyección de producción de gas natural y la demanda interna, se consideraron por separado el gas convencional y el gas no convencional. Por otro lado, el período a proyectar desde el año 2022 al 2050 se dividió en cuatro tramos: el primer tramo hasta el año 2027, un segundo tramo hasta el año 2031, un tercer tramo al año 2035 y el último tramo al 2050.

    Para la producción convencional se consideró que continúa con el declino habitual. Para el primer tramo se tomó una caída del 1% mensual y para el segundo una caída del 0,5% mensual. El tercer y cuarto tramo se los mantuvieron neutros.

    Para la producción no convencional, se consideraron las tendencias históricas y para el primer tramo se tomó un crecimiento mensual de la producción del 1,5% para la mayor petrolera del país, 1,7% para el grupo de las empresas líderes y 0,4% de crecimiento mensual para el resto.

    Para el segundo tramo se consideró 0,5%, 0,4% y 0,035% respectivamente. El crecimiento se lo restringió entendiendo la capacidad de transporte, por lo que para el año 2029 ya no es posible transportar más de 200 millones de m3 por día, por lo tanto se debe limitar la producción de no haber nuevas ampliaciones.

    En cuanto a la demanda, se incorporó la capacidad de transporte actual con sus ampliaciones previstas para observar el momento en que la demanda no puede ser satisfecha localmente e implica la necesidad de incorporar importaciones de GNL vía marítima.

    Las ampliaciones que se contemplaron en el estudio son: para 2026 Ampliación Perito Moreno que alcanza 39 MMm3/día; Ampliación Centro Oeste 39 MMm3/día y Reversión Norte 19 MMm3/día. Para 2028 se consideró la Ampliación del Gasoducto Centro Oeste que alcanza 44 MMm3/día y la Ampliación Neuba II 48 MMm3/día.

    Argentina posee cinco cuencas productivas de hidrocarburos: Neuquina, Austral, Noroeste, San Jorge y Cuyana, alcanzando la producción total de 50.729 millones de m3 de gas natural en el año 2024 en sus 1.100 yacimientos productivos, siendo la cuenca Neuquina la mayor aportante. En la producción participan 60 empresas, siendo YPF, Total, Tecpetrol, PAE, Pampa, Pluspetrol y CGC responsables del 91% de la misma.

    La demanda como país altamente gasífero desde la década del noventa alcanzó a finales de 2024 cerca de 8.900.000 usuarios residenciales (equivalente a más del 50% de los hogares), 300.000 usuarios comerciales, 20.000 usuarios industriales y 2.000 puestos de carga de Gas Natural Comprimido (GNC).

    La producción de gas natural alcanzó los 50.729 MMm3 en 2024, superando un 2,8% con respecto al año 2019, donde se alcanzó 49.351 MMm3, y el mayor crecimiento se registra en la cuenca Neuquina con un 19,4% en el mismo período, pasando de 30.736 MMm3 a 36.694 MMm3. Se destaca en el trabajo que esta cuenca tiene un desarrollo positivo en comparación con la Austral, que disminuyó un 26% respecto de 2019, al pasar de 12.040 MMm3 a 8.860 MMm3 en 2024.

     

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  • Nucleoeléctrica avanza en inversiones, acuerdos internacionales y apertura al capital privado

    Nucleoeléctrica avanza en inversiones, acuerdos internacionales y apertura al capital privado

    Durante el último trimestre de 2024 y los primeros meses de 2025, Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA) consolidó una etapa de gestión marcada por logros operativos y estratégicos clave para el futuro del sector nuclear en el país.

    En este período, la empresa alcanzó un récord histórico de generación eléctrica de origen nuclear y avanzó en una serie de proyectos para asegurar la operación a largo plazo de sus centrales y fortalecer su capacidad de inversión.

    El año 2024 finalizó con una generación récord proveniente de las centrales Atucha I, Atucha II y Embalse, reflejo del alto rendimiento y confiabilidad de estas instalaciones, y del papel cada vez más relevante de la energía nuclear en la matriz energética argentina. Este desempeño operativo va acompañado de una agenda de inversiones que apuntan al desarrollo sostenido del sector.

    Desde NASA señalan que «uno de los principales hitos fue el inicio, en septiembre de 2024, de la parada programada para la extensión de vida útil de Atucha I, un proyecto emblemático financiado por el Tesoro Nacional».

    Las obras avanzan sin demoras y de acuerdo al cronograma establecido, que contempla una duración de 30 meses. Esta intervención permitirá prolongar la operación de la central durante varias décadas más.

    En paralelo, agregan que «se aseguró el financiamiento para la construcción del segundo sistema de almacenamiento en seco de combustible usado, una infraestructura crítica para el manejo seguro del combustible irradiado y esencial para garantizar la continuidad operativa de Atucha I y II».

    Otro aspecto que sobresalte de esta etapa- explican desde la empresa- es la adecuación de Nucleoeléctrica al marco definido por la Ley Bases, que prevé la apertura parcial de su capital accionario.

    Turbogrupo Central Atucha II

    En coordinación con la Agencia para la Transformación de Empresas Públicas (ATEP), se avanzó en un esquema que habilita la incorporación de capital privado hasta un 49 %, con el objetivo de potenciar la capacidad de inversión de la empresa.

    Como parte del proceso, también se inició la adecuación de balances a estándares internacionales y se realizó una consultoría internacional para identificar las ventajas competitivas de NASA.

    En el plano operativo, la empresa anunció que logró regularizar el suministro de insumos estratégicos para el ciclo de combustible nuclear.

    «Se ordenaron y formalizaron los contratos con CONUAR y Dioxitek, y se resolvió un problema crítico relacionado con el abastecimiento de polvo de uranio a nivel internacional. Asimismo, una cooperación con India permitió asegurar una reserva estratégica de Agua Pesada, mitigando los efectos de la interrupción temporal de la producción local», comentaron.

    También un avance importante en las gestiones con la CAF –Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe–, para obtener una línea de crédito destinada a apoyar las inversiones en la extensión de vida de Atucha I.

    Esta línea ya cuenta con aprobación preliminar, representando un respaldo financiero clave y una muestra concreta del interés internacional en el desarrollo del sector nuclear argentino.

     

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  • Las exportaciones energéticas sumaron u$s 2.534 millones en el primero trimestre

    Las exportaciones energéticas sumaron u$s 2.534 millones en el primero trimestre

    Las exportaciones del sector energético alcanzaron en marzo los u$s 753 millones, con una caída del 13,5% interanual, lo que no impidió que el primer trimestre de este 2025 cerrara con ventas por u$s 2.534 millones con un alza del 8% frente a igual período de 2024, de acuerdo al informe del Intercambio Comercial Argentino (ICA) del Indec

    En marzo las exportaciones se redujeron u$s 117,9 millones con relación al mismo período del año anterior, como resultado de un efecto cantidad negativo de u$s 73,3 millones (-8,9%), y de un efecto precio también negativo de u$s 44,6 millones (-5,4%).

    El saldo de la balanza comercial para el segmento identificado por el organismo estadístico bajo el rubro Combustibles y Energía, resultó en marzo positivo por unos u$s 527 millones, resultado de las importaciones en combustibles y lubricantes por u$s 226 millones, compras que tuvieron una fuerte alza de 71,6% interanual.

    De esta manera, en el primer trimestre la balanza comercial energética registró un saldo positivo de u$s 1.872 millones, cuando en el mismo período de 2024, producto de la diferencia con las importaciones que llegaron a u$s 662 millones.

    Las exportaciones aumentaron 12,5% en comparación con el año anterior, especialmente por el incremento de 27,4% en los despachos de aceites crudos de petróleo, que compensó las menores ventas de gas natural en estado gaseoso.

    En el tercer mes del año, las exportaciones energéticas representaron el 11,9% del total, detrás de grandes rubros como Manufacturas de origen agropecuario (34,8%), Manufacturas de origen industrial (30,1%) y Manufacturas de origen agropecuario (34,8%).

    El destino de esas ventas acumuladas a marzo tuvieron a Estados Unidos como principal comprador de combustibles y energía con u$s 672 millones y un alza de 84,9% interanual, seguido por Chile con u$s 613 millones y un crecimiento de 0,8% e India con embarques que marcan el inicio de una relación comercial por unos u$s 50 millones, que representaron un incremento de 415%.

    En cuanto a las importaciones, aumentaron 7,9%, principalmente por la suba en las compras de gasoil y gasolinas, excluidas de aviación, que compensaron particularmente las menores compras de gas natural en estado gaseoso.

    Los orígenes de esas compras fueron provenientes en primera instancia de los Estados Unidos por u$s 203 millones (+20,5% interanual), Alemania por u$s 48 millones (+955% interanual), Brasil por u$s 32 millones (-29,4% interanual) y Paraguay por u$s 16 millones (77,4% interanual)

    En términos generales, en marzo las exportaciones de la Argentina totalizaron u$s 6.329 millones con una caída interanual de 2,5% mientras que  las importaciones llegaron a u$s 6.006 millones, con un alza más que significativa de 38,7%.

    Como resultado, el intercambio comercial (exportaciones más importaciones) aumentó 14% en relación con igual mes del año anterior, y alcanzó un monto de u$s 12.334 millones, en tanto que la balanza comercial registró un superávit de u$s 323 millones, con un resultado positivo por decimosexto mes consecutivo.

    De ese total, en cuanto al origen provincial de las exportaciones por regiones económicas por grandes rubros, el item energético registró en marzo en la Patagonia la mayor generación de divisas por unos u$s 506 millones, de los cuales u$s 300 millones se originaron en Neuquén, u$s 145 millones en Chubut y otros u$s 25 millones en Santa Cruz.

    En el trimestre, ese desempeño regional acumula exportaciones por u$s 1.638 para la región Patagónica (del total de u$s 2.534 millones), de las cuales u$s 967 millones correspondieron a Neuquén, u$s 465 millones a Chubut y u$s 79 millones a Santa Cruz. En cuanto a regiones, la segunda posicionada en el trimestre es la Pampeana con u$s 836 millones, de las cuales u$s 793 fueron provenientes de la provincia de Buenos Aires.

    Durante el año pasado, las exportaciones de combustibles y energía crecieron 22,3%, alcanzando los u$s 9.677 millones, valor que representó 12,1% de las exportaciones totales de Argentina. Además, el país al que más se exportó energía fue Chile, por u$s 2.844 millones, 74,1% más que 2023. A su vez, las importaciones de combustible y lubricantes se redujeron 49,4% interanual en este período, totalizando los u$s 4.009 millones.

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  • Cómo YPF construye su resiliencia a partir de la eficiencia de sus operaciones

    Cómo YPF construye su resiliencia a partir de la eficiencia de sus operaciones

    YPF acaba de trazar un sendero de inversiones y producción ambicioso, que se extenderá por una década, pretendiendo que la compañía sea una de las 10 mejores petroleras del no convencional del mundo. Semejante desafío está apalancado en la gestión eficiente de sus operaciones en Vaca Muerta, lo que en un proceso de mejora continua de los recursos disponibles permitirá mejorar los parámetros de tiempos y costos.

    El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, aseguró en Nueva York, donde presentó el Plan Maestro 2025-2029, que «con un barril a 45 dólares se va a poder desarrollar todo el proyecto y poner en valor Vaca Muerta. El foco en la eficiencia le permitirá a la compañía un costo de 5 dólares el barril, lo que la ubica en forma muy competitiva en el mundo».

    Esas afirmaciones tienen un correlato con una proyección de datos operativos vinculados a los desafíos de eficiencia en sus áreas no convencionales, de las cuales se toman como referencia base el Core Hub de la petrolera integrado por los bloques Loma Campana (en sociedad con Chevron), La Amarga Chica (que recientemente cambió de socio: salió Petronas, entró Vista), Bandurria Sur (con Equinor y Shell) y Aguada del Chañar, y el recientemente incorporado La Angostura Sur.

    Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, en el tradicional toque de campana de Nueva York.

    Desde el primer trimestre de 2023 las referencias que se toman se reexpresan en un nuevo criterio que toma el total de metros perforados y los días de perforación, en este caso planteados sobre un pad de 4 pozos, en los que se realizan perforaciones de una extensión media de 6.200 metros, 3.000 metros de rama horizontal y 50 etapas de fracturas.

    La modelización del proceso de eficiencia, entonces, permitirá llevar el tiempo de entrega del pad de cuatro pozos de los 312 días que demandaban en 2023, a 215 que se estiman mejorarán los equipos para este año y reducirlo aún más hasta los 170 días en 2029, es decir una mejora en los resultados en los tiempos de entrada en producción de pozos del 45,5%.

    El otro objetivo en desarrollo es la mejora en la eficiencia en la velocidad del drilling, para la cual se midió que en 2023 los equipos de la compañía realizaban en promedio unos 272 metros por día de perforación, un valor que se pretende elevar a 360 metros por día en hacia fines de 2025 y escalar hasta los 439 metros diarios, es decir una mejora del 61,4% para el período.

    Otro valor clave para la competitividad del hidrocarburo de Vaca Muerta es la velocidad de fractura, la técnica que se aplica en el no convencional para estimular la roca madre. Allí, la proyección de YPF es pasar de las 202 etapas por mes realizadas en los bloques del core hub de Vaca Muerta, a 260 a finales de este año y 310 etapas al 2029, es decir una mejora del 53,4% en la performance.

    En tiempos de incertidumbre por la volatilidad de los precios internacionales del crudo, en un escenario aún sin definiciones claras en materia arancelaria, niveles de actividad y producción de los países de la OPEP, el conjunto de las mejoras que se plantean hacia fines de la década deberían representar para YPF un ahorro de u$s 200 millones al año, es decir u$s 1.000 millones considerando la extensión de plan maestro.

    Estas mejoras en la operación diaria se podrán llevar a cabo mediante dos herramientas largamente explicadas por el propio Marin, que son la implementación de recursos del modelo Toyota Well -adaptado de lo que la automotriz realiza para la producción de vehículos- y por la irrupción digital en las operaciones a través del Real Time Intelligence Center (RTIC) que monitorea y controla la actividad en Vaca Muerta durante las 24 horas.

    El Real Time de YPF en Puerto Madero le permite controlar todas las operaciones del país.

    A partir de estas metas en el upstream, YPF tiene como objetivo ubicarse entre las 10 empresas más importantes del mundo en no convencional, además de liderar en el sector de refinación y producción de combustibles, primera exportadora del país, y con una situación financiera sustentable producto de la mejora sensible de su Ebitda.

    Al resaltar esa resiliencia de la empresa tanto por la productividad de la roca como el aprendizaje de la última década de la industria en el no convencional, se asegura que se fortalecerá la posición de los bloques no convencionales de la cuenca neuquina en mejores condiciones de competitividad que yacimientos similares de los Estados Unidos.

    Un aporte adicional muy estimado es la decisión de la petrolera de desinvertir en sus campos maduros para mejorar la eficiencia del gasto, al focalizarlo en activos no convencionales de mayor rentabilidad. Este proceso contenido en el Plan Andes deberá estar terminado para el 1 de julio, para que al 2026 YPF sea considerada un “pure play no conventional”.

    En ese aparte, las cifras son elocuentes de la mejora de competitividad. En la actualidad, el lifting cost por pozo para YPF es de unos u$s 16 resultado de un portfolio que comprende 50% áreas convencionales y otro 50% no convencionales. Ese resultado se reducirá con la cesión de los primeros bloques a los u$s 9 por pozo, con una presencia de campos maduros que se reduce al 30% y bajará aún más a u$s 5 cuando las operaciones sean exclusivamente shale.

    Esto traducido en el capex de la compañía se refleja en una inversión de al menos u$s 5.000 millones estimada para 2025, de la cual el 64% se destina a Vaca Muerta, mientras que para 2030 con una inversión proyectada de u$s 5.400 millones ese porcentaje destinado al no convencional ascenderá al 88% del total, con un 9% al downstream y un 1% a un remanente convencional.

    Así, el nuevo plan se presenta como un punto de inflexión en la estrategia de YPF de ser una compañía de 1 millón de barriles propios, al buscar acelerar su expansión en Vaca Muerta con una política de reducción de costos. Y esto también se anticipa que todo el desarrollo promovido tendrá su impacto en la relación con las empresas de servicios y proveedores del sector, los que deberán acompañar esas mejoras de eficiencia.

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  • La AIE prevé un crecimiento moderado de la demanda de petróleo en 2025

    La AIE prevé un crecimiento moderado de la demanda de petróleo en 2025

    El crecimiento de la demanda mundial de petróleo se enfrenta a un panorama incierto para 2025, según el último informe de la Agencia Internacional de Energía (AIE).

    El organismo internacional ha revisado a la baja sus previsiones de demanda debido a factores económicos adversos, como la escalada de las tensiones comerciales, la inflación y el freno del crecimiento económico global.

    La AIE pronostica un crecimiento anual de la demanda de 730 mil barriles por día para el próximo año, lo que representa una reducción de 400 mil barriles en comparación con las previsiones previas.

    El sector petrolero se ha visto sacudido en las últimas semanas por una serie de anuncios relacionados con los aranceles comerciales, particularmente los impuestos a las importaciones de productos energéticos de países clave.

    La reacción inicial fue un desplome de los precios del crudo, que tocaron los niveles más bajos en los últimos cuatro años, con el Brent cayendo por debajo de los 60 dólares por barril. No obstante, la reciente suspensión de algunos de estos aranceles ha permitido que los precios se estabilicen en torno a los 65 dólares por barril.

    El informe de la AIE también señala que, aunque las importaciones de petróleo y derivados fueron exentas de los aranceles impuestos por Estados Unidos, las tensiones comerciales continúan generando incertidumbre en los mercados.

    Los analistas de la agencia sugieren que estas disputas podrían frenar el crecimiento global e intensificar los riesgos financieros, lo que afectaría negativamente la demanda de petróleo en 2025.

    La producción mundial también está marcada por una serie de decisiones dentro de la OPEP+, el grupo de países productores de petróleo, cuyas políticas han influido significativamente en la oferta.

    La reciente decisión de aumentar los objetivos de producción de ocho miembros de la OPEP+ podría resultar en un incremento de 411 mil barriles en mayo, aunque este aumento podría ser modesto, ya que varios países están produciendo por encima de sus cuotas.

    La caída de los precios también ha afectado al sector del petróleo de esquisto en Estados Unidos, donde las empresas enfrentan dificultades para operar de manera rentable con precios del crudo por debajo de los 65 dólares por barril.

    Además, los aranceles sobre el acero y otros equipos de perforación también podrían desincentivar la inversión en nuevas explotaciones.

    Como resultado, la previsión de crecimiento del suministro de petróleo estadounidense fue revisada a la baja en 150 mil barriles con un crecimiento estimado de solo 490 mil barriles para este año. Sin embargo, la producción de petróleo convencional sigue en marcha, y los países fuera de la OPEP+ continuarán contribuyendo con un aumento de 1,3 millones de barriles por día.

    Mirando más allá de 2025, las perspectivas para 2026 revelan una moderación en la demanda de petróleo, con un crecimiento estimado de 690 mil barriles. En este escenario, los vehículos eléctricos seguirán ganando terreno, lo que disminuirá la dependencia del petróleo en el sector del transporte.

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