Autor: Mejor Energía

  • «No será la transición energética que muchos proyectaron, pero hay tendencias irreversibles»

    «No será la transición energética que muchos proyectaron, pero hay tendencias irreversibles»

    Daniel Montamat, ex secretario de Energía de la Nación, participó en el ciclo de charlas organizado por el Instituto Mosconi bajo el título «Luces y Sombras en el Futuro Energético del Mundo y de la Argentina».

    Durante su intervención, compartió su visión sobre el panorama energético global y local, destacando tanto los avances como los desafíos que enfrenta la Argentina en su transición hacia un modelo energético más eficiente y sostenible.

    Montamat aseguró que  la transición energética que muchos proyectaron no será como la esperada. Sin embargo, destacó que existen tendencias irreversibles que están marcando el rumbo del sector energético.

    Entre ellas, mencionó la reducción de la tasa de intensidad energética, la sustitución intrafósil del carbón por gas natural y la irrupción de las energías renovables, como la eólica y la solar, que se están volviendo cada vez más competitivas en costos.

    En cuanto a la electrificación de la matriz de consumo final, el ex funcionario señaló que este proceso está en marcha y podría incluir la incorporación del hidrógeno como combustible en diversas industrias.

    También destacó el desarrollo de redes inteligentes, esenciales para optimizar la distribución de energía, y las crecientes preferencias de consumo de bienes y servicios con menos huella de carbono.

    Un tema central de la charla fue la situación energética de la Argentina. Montamat subrayó que el país enfrenta retos estructurales, pero también posee recursos valiosos como Vaca Muerta, cuyo potencial de producción de petróleo y gas ha demostrado ser fundamental para el futuro energético.

    A pesar de los avances, el experto fue claro en señalar que la producción de petróleo en el país vuelve a superar los 700 mil barriles diarios, con un 50% proveniente del petróleo no convencional, lo que marca una pauta de sostenibilidad en el mediano plazo.

    En cuanto al gas natural, Montamat explicó que, tras un período de baja desde fines de 2023, la producción está retomando impulso con un crecimiento sostenido. El aumento de la producción local ha permitido una reducción de las importaciones y, por ende, una caída en los precios mayoristas del gas natural.

    También se refirió a Vaca Muerta como eje clave de la política energética argentina, donde se están viendo avances significativos en su infraestructura de evacuación para exportación.

    El oleoducto de Odelval, que pasará de transportar 45.000 m³ diarios a 90.000 m³, es uno de los proyectos más importantes en ejecución. Además, se está rehabilitando el Oleoducto Trasandino (OTASA) y avanzando en la construcción de un nuevo ducto que conectará Puesto Hernández con Loma Campana, entre otros proyectos de gran envergadura.

    Montamat también hizo hincapié en cómo la incertidumbre geopolítica, particularmente la situación con Rusia y su papel en el suministro de gas a Europa, podría tener efectos trascendentales en los precios y las dinámicas del mercado energético global.

    Advirtió que, si bien Argentina es tomadora de precios en un mercado cada vez más impactado por factores geopolíticos, el desarrollo de recursos nacionales sigue siendo crucial para mitigar los efectos de esa volatilidad externa.

    Finalmente, remarcó que  los precios y las tarifas energéticas deben reflejar sus costos económicos reales, y que las tarifas sociales deben ser focalizadas para no distorsionar el mercado.

    Además, enfatizó la necesidad urgente de contar con una estrategia energética clara, que forme parte de una estrategia de desarrollo integral para el país.

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  • La guerra de aranceles dejó al Brent en su nivel más bajo en cuatro años

    La guerra de aranceles dejó al Brent en su nivel más bajo en cuatro años

    El precio del petróleo Brent cayó a su nivel más bajo desde 2021, situándose en torno a los u$s 64,41 por barril en la apertura de los mercados de este lunes, en un escenario marcado por las medidas que anunció el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, el pasado 2 de abril de 2025.

    Es que esta disminución ocurre tras la imposición de nuevas tarifas comerciales por parte de Estados Unidos, que incluyen un arancel base del 10% a todas las importaciones y tarifas más elevadas para ciertos países. En ese contexto, China respondió con tarifas adicionales del 34% a todos los productos estadounidenses a partir del 10 de abril, intensificando las tensiones comerciales globales.

    La reacción del mercado ha sido inmediata. Citi Research redujo su pronóstico para el Brent a u$s 60 por barril en el corto plazo, mientras que Goldman Sachs ajustó su previsión para 2025 a u$s 69 por barril, al considerar los riesgos de una recesión y el aumento en la oferta de la OPEP+.

    El posicionamiento de los países exportadores de petróleo y sus socios será clave en la evolución de los precios del barril. Además de las disputas comerciales, la decisión de la OPEP+ de incrementar la producción en 411.000 barriles diarios a partir de mayo metió presión a la baja en los precios del crudo.

    Esta combinación de factores sacudió a los mercados financieros, con caídas significativas en bolsas de valores y una disminución en los precios de metales básicos como el cobre y el aluminio.

    De acuerdo a la BBC, Trump quiere reactivar y reconstruir la industria manufacturera estadounidense, que en los últimos 40 años ha perdido muchos empleos que han migrado a países que ofrecen salarios más bajos, como México o China.

    A la vez, el presidente estadounidense considera que existe un gran déficit comercial por el que otros países se están beneficiando de vender a los consumidores de Estados Unidos sus productos.

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  • Oiltanking inaugura los tres primeros tanques, el muelle y anticipa inversiones para acompañar a Oldelval

    Oiltanking inaugura los tres primeros tanques, el muelle y anticipa inversiones para acompañar a Oldelval

    El proyecto de la firma Oiltanking Ebytem, en la terminal bahiense de Puerto Rosales, está en los últimos pasos de su etapa final de obras, para seguir el desarrollo del incremento de la capacidad de transporte de Oleoductos del Valle (Oldelval), y una vez terminada, Rosales se consolidará como la puerta de salida de la producción de Vaca Muerta.

    La empresa que tiene a su cargo el almacenamiento del crudo no convencional y su embarque por el Atlántico, está llevando a cabo un proyecto de inversión por unos US$ 600 millones para la instalación de seis tanques, una estación de bombeo, una subestación eléctrica y la construcción de un muelle con dos nuevas posiciones y mayor capacidad de carga.

    Previo a la reciente inauguración de la ampliación del sistema Oldelval, Oiltanking había puesto en operación el primero de los seis tanques de 50.000 m³ previsto en el incremento de capacidad de almacenaje, que en conjunto permitirá a la planta pasar de 480.000 a 780.000 m³.

    Pero la expansión de la terminal ya tiene un cronograma inmediato de inauguraciones, dentro del cual el 15 de abril se espera poner en marcha el segundo tanque, mientras que, para fines de este mismo mes está prevista la puesta en funcionamiento del tercero, anticipó Guillermo Blanco, vicepresidente de Otamerica Argentina, Oiltanking Ebytem.

    El directivo de la compañía también explicó que, en paralelo, las bombas ya están operativas y todo el equipo, incluyendo el grupo operativo y de mantenimiento, se encuentra trabajando en los entrenamientos para la puesta en marcha.

    En cuanto al muelle, se espera que quede en condiciones de operación a partir del 22 de abril, una obra de 2.000 metros de extensión que permitirá mejorar sensiblemente la capacidad de carga de buques más grandes de 120.000 y 160.000 toneladas para reemplazar una de las monoboyas, con una nueva estación de bombeo para cargar simultáneamente a los dos buques.

    Esta nueva capacidad de carga es considerada un punto clave para darle mayor agilidad y más competitividad a la salida del crudo de la Cuenca Neuquina, al permitir operar en el orden de 20 a 25 cargueros al mes en el máximo de actividad, detalló Blanco.

    Finalmente, el proyecto también avanza en las habilitaciones y permisos pertinentes, en coordinación con los organismos a cargo, por lo que se estima que el total de las obras podrán tener su inauguración formal para el 1 de julio.

    La terminal de Puerto Rosales es un nodo clave al recibir los buques de Comodoro Rivadavia con el petróleo pesado Escalante que se produce en el Golfo San Jorge, para suministrar a las principales refinerías del país como YPF en La Plata, Raízen en Dock Sud, Axion en Campana, y Trafigura en Bahía Blanca.

    Pero a la vez, allí se embarcan los buques Panamax hasta Suezmax con destinos de exportación, muchos de los cuales llegan a mercados de Europa, la zona del Golfo de México o África, una capacidad que da el calado de la terminal bonaerense.

    Todas las obras de Oldelval y Oiltanking están precisamente orientadas al mercado de exportación, ya que desde al menos tres años las refinerías están abastecidas con el crudo local, por lo cual todos los excedentes de producción que se vienen sumando desde entonces se ubican en terceros mercados, generando el mayor aporte a la balanza comercial del sector.

    Con el fin de obras a la vista, Oiltanking anticipa la necesidad de encarar nuevas inversiones a partir del reciente anuncio de ampliación de Oldelval, cuyo directorio acaba de aprobar el proyecto Duplicar X, por el cual se sumarán hacia fines de 2026 unos 150.000 barriles diarios de capacidad, además de los 300.000 barriles adicionales disponibles desde este mes.

    Si Oldelval aumenta su capacidad de bombeo y no tiene su correlato en el almacén, claramente hay algo que está faltando. Nosotros estamos trabajando y estamos planteando ideas, y recibiendo solicitudes de productores, que antes de tomar la decisión final debe atravesar un proceso de autorización interno junto con nuestros socios y seguramente pronto podremos indicar que también tendremos la parte que nos corresponde de una ampliación equivalente”, explicó Blanco.

    La composición accionaria de Oiltanking se reparte entre 70% para la alemana Marquard & Bahls AG y el 30% restante a cargo de YPF. El consorcio acompañó el proceso de Oldelval que llevó adelante una inversión de US$ 1.400 millones para su proyecto Duplicar Plus, que permitió alcanzar la capacidad de 530.000 barriles diarios, con la ampliación de 525 kilómetros de nuevos ductos.

    Oiltanking se consolida, así, como un intermediario privilegiado en el segmento de midstream, un rol en el cual no posee competencia directa en su área de concesión y por sus instalaciones circula entre el 60% y el 70% del petróleo producido en el país. Ese rol lo podrá ostentar hasta que se ponga en marcha el proyecto de Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS).

    Esta obra de transporte y almacenamiento en su conjunto será clave para el mediano plazo, hasta que el Oleoducto Vaca Muerta Sur se convierta en el principal sistema de evacuación, con una capacidad proyectada de hasta 700.000 barriles diarios. Con una inversión de US$ 2.500 millones, la obra que encabeza YPF se convertirá en el mayor proyecto exportador del país, con una mega terminal portuaria sobre las costas del Golfo San Matías, en Río Negro.

    La magnitud de ese desarrollo se refleja en su puerto de aguas profundas que permitirá recibir buques tanque del tipo VLCC (Very Large Crude Carrier), un cisterna que puede transportar hasta 2 millones de barriles y así alcanzar los mercados del sudeste asiático, de manera mucho más competitiva por su mejor costo logístico.

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  • «La reforma del Mercado Eléctrico Mayorista impulsa desregulación, pero exige mayores inversiones»

    «La reforma del Mercado Eléctrico Mayorista impulsa desregulación, pero exige mayores inversiones»

    La reforma del Mercado Eléctrico Mayorista busca dar pasos hacia una mayor desregulación del sector energético argentino, pero requiere de una planificación cuidadosa y de inversiones significativas en infraestructura para que sea verdaderamente efectiva.

    Aunque el gobierno mantiene su intervención en ciertos aspectos, como la fijación de precios y la gestión de combustibles, la reforma introduce cambios fundamentales que podrían transformar el mercado en el mediano y largo plazo.

    Sin embargo, los desafíos como la incertidumbre sobre los coeficientes de precios y la necesidad de inversiones siguen siendo barreras críticas para la plena implementación de estos cambios.

    En un reciente webinar organizado por MEGSA, Nicolás Arceo, director de la consultora Economía y Energía, analizó la reforma del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de la Argentina, impulsada por la Resolución 21/2025 de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía.

    La reforma, que propone un cambio estructural en la regulación del sector eléctrico, busca avanzar hacia una mayor desregulación del mercado, pero también plantea desafíos clave para asegurar su éxito, especialmente en lo que respecta a las inversiones necesarias para su desarrollo.

    En opinión de Arceo, la principal novedad de la reforma es la segmentación del mercado eléctrico en tres sub-mercados diferenciados: el Mercado Prioritario, el Mercado Spot y el Mercado a Término. Cada uno tendrá sus propios mecanismos de precios y gestión de combustibles, con la intervención del gobierno manteniéndose en ciertos aspectos.

    Mercado Prioritario: Este segmento está destinado a la demanda residencial y comercial, y se caracteriza por tener precios estacionales fijados por la Secretaría de Energía. La oferta proviene principalmente de contratos de compra-venta de energía (PPA) tanto térmicos como renovables, así como de generación hidroeléctrica y nuclear. Este mercado podría enfrentar un desbalance entre oferta y demanda durante los picos de consumo, lo que requeriría abastecimiento adicional del mercado spot.

    Mercado Spot: Este mercado se encarga de transaccionar los excesos de oferta y demanda entre los otros dos sub-mercados. La remuneración a la generación térmica en este mercado se basa en costos marginales, pero introduce un factor de renta adaptable (FRA) que otorga flexibilidad a la fórmula de precio, entre un esquema de costo-plus y costo marginal. La fijación de los coeficientes FRA y FCA por parte de la Secretaría de Energía, sin embargo, genera incertidumbre, lo que podría dificultar las inversiones.

     Mercado a Término: Este sub-mercado permite contratos libres entre oferta y demanda, principalmente para grandes usuarios. Dada la limitada oferta actual, se espera que la mayor parte de la demanda de este segmento se abastezca a través del mercado spot, con el precio de este último actuando como un «precio sombra».

    Un cambio significativo, según Arceo, es la descentralización de la gestión de combustibles. A partir de la reforma, se incentivará a los generadores térmicos a gestionar su propio combustible para acceder al mercado spot y obtener una mayor remuneración.

    Sin embargo, destacó que «esta descentralización podría verse afectada por restricciones en la asignación de gas natural, como el recorte del 25% en el volumen comprometido en el Plan Gas.ar a partir de marzo de 2025″.

    «A pesar de estos desafíos, CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) mantendrá un rol clave en la operación del sistema, realizando licitaciones para la expansión de la oferta de generación. Esto permitirá asegurar el financiamiento de nuevos proyectos, aunque el impacto final en las tarifas sigue siendo incierto debido a la intervención estatal en la fijación de precios», aseveró.

     

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  • CEPH: “Los hidrocarburos se encaminan a superar este año el récord de producción de 1998″

    CEPH: “Los hidrocarburos se encaminan a superar este año el récord de producción de 1998″

    La industria del petróleo y del gas de Argentina se encamina a superar este año el récord de producción alcanzado en 1998, con un crecimiento sostenido que impulsa el superávit externo del país.

    Según los registros oficiales, en 2024 se alcanzaron los mayores volúmenes de producción en los últimos 17 años, con 139 millones de metros cúbicos de gas natural por día (mm3/día) y 717 mil barriles de petróleo diarios (kbbl/día), lo que representa un significativo avance en la producción de energía.

    Con este panorama, la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) se muestra optimista en cuanto a que este crecimiento se mantendrá durante 2025, y que, «en los próximos meses, Argentina logrará batir el récord productivo de finales de la década de 1990. Al finalizar el año, se estima que la producción total podría alcanzar los 830 mil barriles por día, acercándose al máximo histórico registrado a mediados de 1998«.

    Además, la balanza comercial energética de Argentina se perfila como una de las grandes triunfadoras del año. Para fines de 2024, se anticipa que la balanza podría acumular un superávit de 7.500 millones de dólares, impulsado principalmente por el incremento de las exportaciones de crudo.

    «En el primer bimestre del año, las exportaciones energéticas aumentaron un 20%, mientras que las importaciones del rubro disminuyeron un 10%, lo que ha fortalecido la posición de Argentina en el comercio exterior», afirmó la CEPH.

    El superávit energético, que se expandió un 35% en comparación con el mismo período del año anterior, refleja una dinámica positiva impulsada por la convergencia de los precios internos y externos del crudo.

    Este ajuste entre los precios del barril de crudo local y el internacional ha reducido la incertidumbre sobre las inversiones, promovido la sustentabilidad de la cadena de valor y facilitado la integración de Argentina con los mercados internacionales de energía.

    Para la CEPH la industria de hidrocarburos se beneficia también del fin de las restricciones cambiarias, lo que posiciona a Argentina como un proveedor confiable de gas y petróleo en el escenario mundial.

    Además, el desarrollo de infraestructura, que facilita la distribución de los recursos hacia los centros de consumo y el mercado internacional, ha sido clave en el auge actual de la producción de hidrocarburos.

    Por otro lado, los recientes cambios regulatorios destinados a ejecutar grandes obras de infraestructura energética son otro motor importante para la industria.

    «Estos cambios han permitido que el sector continúe su camino hacia una mayor competitividad, con el desafío de reducir aún más los costos operativos, un objetivo clave para mantener el crecimiento sostenido a largo plazo», puntualizó la CEPH.

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  • Bolivia podría recaudar más de U$S 200 millones por la exportación de gas argentino a Brasil

    Bolivia podría recaudar más de U$S 200 millones por la exportación de gas argentino a Brasil

    Bolivia podría generar más de 200 millones de dólares anuales gracias al alquiler de sus ductos para el tránsito de gas natural argentino hacia Brasil, según afirmó Armin Dorgathen, presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

    Esta operación se desarrolla en el marco de la exportación de shale gas proveniente de Vaca Muerta, en Argentina, a través de la infraestructura boliviana.

    El pasado 1 de abril, se dio inicio a esta operación que involucra a las empresas TotalEnergies, Matrix Energía y YPFB. En esta primera fase, se prevé que el volumen de gas transportado sea de hasta 4,5 millones de metros cúbicos de gas natural, con destino al mercado brasileño.

    El gas de Vaca Muerta, producido por TotalEnergies, viajará a Brasil a través de la infraestructura de transporte de YPFB, lo que representa un hito para los tres países involucrados.

    Dorgathen destacó que esta operación tiene un impacto positivo para Bolivia, ya que se logra colocar gas que previamente era destinado a Argentina en el mercado brasileño, generando así ingresos en divisas, una necesidad que el país ha enfrentado debido a la escasez de dólares.

    El presidente de YPFB dijo a la prensa que esta actividad no afectará la producción ni la venta de gas boliviano a Brasil y resaltó que Bolivia cuenta con una gran capacidad de transporte, que alcanza los 35 millones de metros cúbicos diarios, con posibilidad de ampliación.

    En cuanto al futuro, Dorgathen mencionó que, si el Plan de Reactivación del “Upstream” (exploración y producción) tiene éxito, Bolivia podría aumentar sus volúmenes de gas destinados a Brasil, y los ductos podrían expandirse para satisfacer una demanda mayor.

    La llegada de gas no convencional desde Vaca Muerta a Brasil, a través de Bolivia, marca una nueva etapa en la colaboración energética entre los tres países. Esta operación es posible gracias a la participación de Matrix Energy, que se encargará de la comercialización del gas de Vaca Muerta.

    La compañía, que es subsidiaria de Matrix Energy, también ha jugado un papel clave en la realización de esta importación.

    TotalEnergies, uno de los mayores productores de gas de Vaca Muerta, proveerá el gas que se transportará a Brasil, mientras que YPFB amplía sus servicios de transporte y agregación para garantizar la llegada de gas argentino al país vecino.

    Esta operación se enmarca en un acuerdo más amplio entre los gobiernos de Argentina y Brasil, firmado durante el G20 en Río de Janeiro, que busca evaluar mejoras en las rutas de transporte de gas no convencional. Una de las opciones estudiadas es la utilización de la infraestructura ociosa en Bolivia, la cual podría ser alquilada para facilitar el tránsito del gas argentino.

    La primera importación efectiva de gas argentino a Brasil a través de Bolivia ha sido calificada como un hito en la cooperación energética regional, con el objetivo de validar la viabilidad técnica y logística de esta ruta internacional, que involucra a actores de los tres países.

    Además, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, planteó la posibilidad de construir un gasoducto directo a la región industrial de São Paulo, lo que podría consolidar aún más la exportación de gas argentino a Brasil. Por otro lado, otra opción a mediano plazo es el desarrollo de la industria del gas natural licuado (GNL) en el Golfo San Matías, en la región patagónica.

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  • Ricardo Hösel, CEO de Oldelval: «A partir de ahora, la Cuenca Neuquina va a poder producir todo lo que se proponga»

    Ricardo Hösel, CEO de Oldelval: «A partir de ahora, la Cuenca Neuquina va a poder producir todo lo que se proponga»

    En un acto en la estación de bombeo de Allen, Oleoductos del Valle (Oldelval) inauguró y puso en marcha su proyecto Duplicar, una ampliación de su sistema de transporte de petróleo para toda la Cuenca Neuquina, en particular para Vaca Muerta, para llegar a la terminal de tanques de OilTanking y Puerto Rosales.

    El CEO de Oldelval, Ricardo Hösel, fue el principal orador en el acto que contó con la presencia de la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti; el ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele; el ex gobernador Jorge Sapag; y los clientes y proveedores que tiene la compañía.

    «Es una jornada fundacional para el sector y que en Odelval no la vamos a olvidar nunca, porque es una bisagra fundamental para el desarrollo de la Cuenca Neuquina y del país», dijo Hösel. «Esta obra demandó una inversión de 1.400 millones de dólares y generó más de 8.000 puestos de trabajo en forma directa y nos permite más que duplicar la capacidad de transporte de petróleo»

    «Esta infraestructura permite que Vaca Muerta exprese todo su potencial y que la lleve a multiplicar las exportaciones con el consecuente beneficio de ingreso de las tan necesitadas divisas para el país», sostuvo el directivo de la compañía.

    Hösel adelantó que continuarán con otras dos obras: Duplicar X y Duplicar Norte.

    El Proyecto Duplicar consistió en el tendido de 525 kilómetros de tuberías que atravesaron las provincias de Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires. Al mismo tiempo, Oldelval realizó el reacondicionamiento y la repotenciación de estaciones de bombeo de Este a Oeste. Todo esto con el desafío de no detener la velocidad de crecimiento de la industria regional.

    La obra pudo completarse dos meses antes de lo previsto, a pesar de que hubo inconvenientes que lograron sortearse que estaban vinculados a la realidad macroeconómica de Argentina, como las dificultades para importar durante 2023 o los vaivenes del dólar. Hösel reconoció a las contratistas Techint, Sacde y OPS, entre otras, que fueron clave para la construcción; y el apoyo de los clientes que financiaron el 80% de la obra.

    «A partir de ahora, la Cuenca Neuquina en toda su extensión va a poder producir todo lo que se proponga porque ahora tienen la infraestructura que necesitan para transportar todo lo que puedan producir y eso implica un cambio copernicano en la estructura de producción de energía de la Cuenca Neuquina y del país», apuntó el directivo de Oldelval.

    Si bien ahora la compañía pasará de transportar 225.000 barriles día a 540.000 barriles día, tiene otros dos proyectos en marcha para apuntar a un crecimiento mayor: Duplicar X (antes conocido como Triplicar) y Duplicar Norte, dos obras que en conjunto superarán los 900 millones de dólares y que permitirán seguir ampliando la capacidad de transporte de la cuenca hasta los 900.000 barriles por día para el 2026.

    «Así, junto con la construcción del Vaca Muerta Sur del consorcio liderado por YPF, nunca más vamos a vivir restricciones de transporte de petróleo porque es ahora que debemos aprovechar esta dicha de la naturaleza que es la formación Vaca Muerta. Nuestros clientes no pueden perder ni un solo día produciendo lo máximo posible», resumió Hösel.

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  • La Encargada de Negocios de la Embajada de EE.UU. visitó Neuquén

    La Encargada de Negocios de la Embajada de EE.UU. visitó Neuquén

    El gobernador Rolando Figueroa se reunió ayer jueves con la Encargada de Negocios de la Embajada de los Estados Unidos en la Argentina, Abigail Dressel, quien estará toda esta semana en la provincia. Dressel ocupa un cargo diplomático de responsabilidad mientras se concreta la llegada de Peter Lamelas, designado por Donald Trump para hacerse cargo de la embajada.

    Después del encuentro, Figueroa adelantó que en mayo visitará Houston y mantendrá reuniones con empresarios que estén interesados en Vaca Muerta. La solicitud del mandatario neuquino a la diplomática estadounidense es la colaboración para concretar audiencias con operadoras, tanto las multinacionales como las independientes de menos porte, para que busquen negocios en Neuquén.

    «Estuvimos dialogando sobre muchos temas, hemos estado haciendo un repaso de toda la historia de vínculos que han tenido los Estados Unidos con la provincia del Neuquén y también estamos proyectando de qué manera podemos continuar reforzando estos lazos», destacó el gobernador.

    Dressel tiene una sólida carrera en el Servicio Exterior con rango de ministra consejera. Asumió como vicejefa de Misión en la Embajada en la Argentina en agosto de 2022, mismo cargo que desempeñó en Mozambique entre 2019 y 2022.

    Además, cuenta con experiencia en América Latina, África y Europa; y fue consejera para Cultura, Prensa y Educación en las Embajadas de los Estados Unidos en Brasil y Colombia, y como Cónsul de los Estados Unidos en Minas Gerais (Brasil). Entre sus destinos anteriores se incluyen las embajadas de Estados Unidos en Lisboa (Portugal), Luanda (Angola), Lima (Perú) y San Salvador (El Salvador).

    Luego de su reunión con Figueroa, Dressel comentó: «Hablamos sobre el comercio entre nuestros países, sobre las grandes posibilidades que existen en el futuro y el orgullo del papel de las empresas norteamericanas que operan aquí en Neuquén».

    «El propósito de mi visita es conocer mejor Neuquén, conocer las empresas estadounidenses que están operando acá, entender directamente de los neuquinos los desafíos, las oportunidades y conocer de primera mano la provincia», dijo la diplomática estadounidense.

    Además de la reunión con el gobernador, Dressel tiene previstos encuentros con representantes del sector privado y ex becarios de programas de intercambio financiados por el gobierno estadounidense. Además, visitará Loma Campana, el yacimiento de YPF, para conocer los avances en el desarrollo de la industria Vaca Muerta.

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  • Oldelval inaugura el Proyecto Duplicar y abre una nueva era para el crudo argentino

    Oldelval inaugura el Proyecto Duplicar y abre una nueva era para el crudo argentino

    Vaca Muerta tiene otra cita con la historia. Este viernes quedará inaugurado oficialmente el plan Duplicar Plus de Oldelval (Oleoductos del Valle), una de las obras centrales para la expansión del shale oil hacia el canal exportador, rumbo al Atlántico.

    La finalización de la traza coloca al sistema de transporte de petróleo en otro nivel: el oleoducto de 540 kilómetros, clave para el crudo de toda la Cuenca Neuquina, implica un salto de magnitud para el bombeo de shale oil, al pasar de 225.000 barriles diarios a 540.000, sumando 315.000 barriles diarios desde los bloques productores shale.

    De este modo, y hasta la concreción del proyecto Vaca Muerta Sur, será la principal vía de exportaciones de petróleo de Argentina. Desde Neuquén, la otra salida para el crudo hacia el exterior es el Oleoducto Trasandino del Sur (OTASA), que une Neuquén con Concepción (Chile).

    La salida al exterior es una veta que las operadoras de Vaca Muerta exploraron de modo creciente durate los últimos cinco años con los excedentes del mercado doméstico, un escenario que tomó un vigor adicional con las mejoras determinantes en la productividad en los yacimientos no convencionales. La ampliación del tendido es un primer impulso a la necesidad de sortear un eventual cuello de botella, que se despeja en esta etapa inicial de ventas fuera del país.

    Las estimaciones de Oldelval indican que este caudal de crudo implicará unos 8.000 millones de dólares adicionales para Argentina. Así, el oleoducto contribuirá a aliviar la restricción externa de divisas y permitirá sostener el actual ciclo de inversiones, que este año alcanzarán los 10000 millones de dólares solo en Neuquén.

    El Duplicar Plus implicó la construcción de una red de ductos de 525 kilómetros, una traza paralela a la existente, entre Allen (Río Negro) y Puerto Rosales (Buenos Aires), que acompañó la historia previa del transporte de petróleo de la Cuenca Neuquino. El crudo Medanito que se produce en Neuquén hoy es un blend compuesto en un 96% por shale oil, un tipo de petróleo que también impone adecuaciones en el complejo refinador.

    Es una obra que diversificará la logística nacional para el transporte, que tiene otro polo fundamental en la Cuenca del Golfo San Jorge, en el sur del país. El nuevo oleoducto no solo mejora la capacidad operativa del sistema, sino que diversifica y refuerza el esquema logístico nacional para el transporte de crudo.

    Hubo escalas previas: un hito inicial del Duplicar tuvo lugar en octubre de 2023, al sumar 20.000 barriles diarios de capacidad. Esto permitió asignar la carga incremental de un puñado de petroleras. Las fases sucesivas sumaron otros 60.000 barriles en junio de 2024, hasta alcanzar ahora su máxima capacidad adicional.

    El acto de inauguración será a las 11 en la cabecera del sistema en Allen, y contará con la presencia de las autoridades políticas provinciales, con representantes de la secretaría de Energía de la Nación y referentes de la industria petrolera argentina.

    En una era en la que los ojos del mundo se posan sobre los recursos de Vaca Muerta, es una suerte de primera escala para el paso siguiente: el corto plazo de un nuevo salto para el petróleo no convencional, con la salida por el Golfo San Matías (Vaca Muerta Sur) y la posibilidad del gas natural licuado (GNL), con sus escalas intermedias rumbo al 2031.

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  • Mendoza vuelve a ser epicentro de la industria minera y el financiamiento global

    Mendoza vuelve a ser epicentro de la industria minera y el financiamiento global

    Con la llegada del primer TSX CPC Roadshow a Latinoamérica, la provincia de Mendoza  muestra importantes chances de crecer en el sector minero y de sumar nuevos proyectos que atraigan el interés de inversores internacionales.

    Desde el 2 hasta el 4 de abril, Mendoza se convertirá  en el centro de atención de la industria minera y el financiamiento global, al ser sede del evento organizado por el Toronto Stock Exchange (TSX) y TSX Venture Exchange (TSXV).

    Este encuentro, que marca un hito al ser la primera ronda de negocios en Latinoamérica, congrega a inversionistas canadienses interesados en financiar proyectos de exploración minera, con la participación de expertos y empresarios internacionales.

    La apertura del evento tuvo lugar el miércoles 2 de abril en Bodega Los Toneles, donde la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, destacó el propósito de los encuentros: conectar inversionistas con proyectos mineros que requieren financiamiento para el desarrollo de la industria minera sostenible en la región.

    “Este es el primer TSX CPC Roadshow que organizamos en América Latina, y los inversores están muy entusiasmados por conocer los proyectos de Argentina y Chile”, aseguró Guillaume Légaré, director del TSX y TSXV para Sudamérica.

    Durante la inauguración también estuvieron presentes la vicegobernadora Hebe Casado, el director de Minería Jerónimo Shantal, el intendente de Malargüe Celso Jaque, así como los principales representantes de Impulsa Mendoza, Emilio Guiñazú y Sebastián Piña.

    Además, participarán expertos como Richard Goldman, jefe de Desarrollo de Capital de TSX, y otros líderes de la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM), la Cámara Mendocina de Empresas Mineras y el Consejo Empresario Mendocino (CEM).

    La ministra Latorre subrayó durante la apertura la importancia estratégica de Mendoza como centro de inversiones en minería, destacando que no se trata simplemente de ser anfitriones, sino socios en la misión de convertir a la provincia en un “hub financiero”.

    “Queremos conectar inversores con proyectos que necesiten financiamiento para desarrollar una minería sostenible en la región”, explicó Latorre.

    Asimismo, la funcionaria hizo referencia al trabajo realizado desde Impulsa Mendoza junto al TSX, que permitió abrir las puertas de la Bolsa de Valores de Toronto desde Mendoza a fines de 2024. “Este es un paso importante para seguir posicionando a Mendoza como líder en la industria minera global”, señaló.

    Latorre también destacó el potencial geológico de Mendoza en la minería metalífera y la creciente demanda global de minerales clave, como el cobre, para la transición energética. “Estamos trabajando en políticas de promoción minera que aprovechen el potencial geológico de Mendoza”, afirmó.

    Entre los proyectos destacados por la ministra, se encuentran los desarrollos en Malargüe y en el norte de Mendoza. En Malargüe, Impulsa Mendoza lidera el desarrollo de un distrito minero de 18.000 km² que abarca más de 150 proyectos, 38 de los cuales están en fase de exploración. El objetivo es acelerar el proceso de exploración y expandir la capacidad minera de la región.

    En el norte de la provincia, se encuentra el Proyecto PSJ Mendocino, uno de los 10 proyectos de cobre más importantes de Argentina. Esta obra está a punto de iniciar su fase de construcción, lo que lo convierte en uno de los principales actores en la producción de cobre en el país.

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