NRG, una de las principales proveedoras de arenas para fractura de Vaca Muerta, trabaja en la fase final de construcción de una cinta túnel en su planta ubicada en Allen, en la provincia de Río Negro, con el objetivo de optimizar el proceso de alimentación de su planta principal de lavado de arenas.
La nueva infraestructura de NRG permitirá automatizar el traslado del material mediante una cinta transportadora subterránea, reemplazando el uso de cargadores frontales y garantizando un flujo continuo gracias a un sistema de tolvas. Con esta innovación, la compañía busca mejorar la eficiencia operativa, reducir los tiempos de inactividad y minimizar el impacto ambiental en la industria del shale en Vaca Muerta.
Así informaron desde la compañía a Mejor Energía: «La incorporación de la nueva cinta túnel en la planta de Allen permitirá una reducción significativa en el consumo de diésel, ya que el sistema reemplazará el uso de palas mecánicas por equipos eléctricos de menor impacto ambiental».
«Esta transformación no solo optimiza la eficiencia operativa, sino que también disminuye las emisiones de gases de efecto invernadero, alineándose con un modelo de producción más sustentable y con menor huella de carbono», señalaron ante la consulta de este medio.
Desde NRG destacaron que este avance se enmarca en su estrategia de innovación para potenciar la producción en Vaca Muerta con procesos más seguros y sostenibles. Al eliminar la necesidad de maquinaria pesada para la alimentación de la planta de lavado, la nueva tecnología no solo incrementará la seguridad operativa, sino que también reducirá el consumo de combustibles fósiles, contribuyendo a la eficiencia y sustentabilidad de la cadena de valor de las arenas de fractura.
La cantidad de arena que utilizó Vaca Muerta en 2024, que se usa como agente sostén para el fracking, llegó a las cuatro millones de toneladas aproximadas en 2024 y podría dar un salto de 5,5 a 6 millones de toneladas en 2025, según los cálculos que hizo el consultor Mariano de la Riestra, socio-gerente de TecnoPatagonia, a Mejor Energía. La arena llega de Río Negro, Entre Ríos y Chubut, pero la demanda empuja a buscar más canteras con alto potencial.
NRG inauguró su planta de procesamiento en el Parque Industrial Norte de la localidad rionegrina de Allen en 2021 con un trabajo intenso en el desarrollo de este insumo altamente demandado por la creciente producción de petróleo y gas no convencional. La firma es de propietarios argentinos y tiene inversores canadienses.
La Secretaría de Minería de la Nación identificó los requerimientos de infraestructura para el desarrollo del sector durante la próxima década en cuatro grandes regiones del país, haciendo foco en las necesidades de rutas y caminos, transporte ferroviario, suministro energético a través de líneas de alta tensión o gasoductos, y puertos de exportación.
El trabajo relevó el desarrollo de la minería metalífera y de litio en Argentina, los que considerando la expansión de los proyectos de cobre, litio, oro, plata y uranio desde 2020, vienen realizando anuncios de inversiones por más de u$s 20.000 millones.
Además, se proyecta que, de realizarse las inversiones correspondientes, las exportaciones se multiplicarán por cuatro veces para el año 2030 y por cerca de seis veces para el año 2035, un proceso que sería impulsado por el incremento en las cantidades exportadas de cobre y litio.
Para el cumplimiento de estas estimaciones la infraestructura adecuada se considera factor clave para la competitividad del sector minero, optimizando el transporte, la energía y la logística, y generando beneficios adicionales para las comunidades cercanas a las zonas mineras.
El análisis contempló la mineralogía de cada sector, teniendo en cuenta en el NOA la expansión de proyectos de litio en salares y potencial producción de cobre; en Cuyo el gran potencial de producción de cobre y oro; en la Patagonia la consolidación como principal región productora de oro y plata; y en la zona Centro, nodo clave de transporte y exportación con salida al Atlántico.
La optimización del transporte es una de las claves para el desarrollo minero de Argentina.
De esta manera, en el NOA se plantean requerimientos viales para la zona en donde se ubican una gran cantidad de salares con proyectos en producción (o con perspectivas de iniciar operaciones en el corto y mediano plazo) de litio. Allí, se identifica la mejora del trazado de un corredor vial que conforma un anillo de transporte que fomente el desarrollo logístico y comercial en la zona.
Este recorrido comprende un total de 1.088 kilómetros y está compuesto por tramos principales: de la ruta nacional 51, ruta nacional 68, ruta nacional 40 y rutas provinciales 17, 43 y 27 en las cuatro provincias de la región. A nivel ferroviario, se identifican mejoras en el Ferrocarril Belgrano Cargas mediante la rehabilitación y puesta a punto de los ramales C15, C14 y C12, así como la conexión con países limítrofes como Chile y Bolivia, desde distintas localidades y salares salteños.
A nivel energético, en lo referente a transporte de gas, se identifica realizar el mantenimiento de los gasoductos Atacama, Puna y Fénix. Además, se plantea la instalación de un compresor ubicado en la zona aledaña al Río de Las Burras, ubicado en la cabecera del gasoducto La Puna, en Salta.
Por otro lado, según las proyecciones de la CAMMESA, se identifica la necesidad de crear nuevas líneas de transmisión eléctrica en la región en trazos a definir con el avance de los proyectos, pero que pueden incluir más de una provincia. Tal es el caso de líneas futuras de 132 kv (bi regional) Tramo Tinogasta (Catamarca)-Aimogasta (La Rioja) o de 500 kV (bi regional) Tramo Chaparro-Antofagasta de la Sierra-Puna-Cobos.
En Cuyo se identificaron, en tanto, los mayores proyectos de inversión vinculados a la minería metalífera de los próximos años, y allí a nivel vial se identificaron las mejoras para la conexión entre las provincias de la región y los desarrollos mineros en miras de optimizar el transporte.
En ese apartado se destaca la ampliación a autovía o mejora de ruta nacional 7 en todo su trazado dentro de la región, al igual que lo que se espera para ruta nacional 40 y la ruta nacional 146. También se plantean mejoras en el trazado y pavimentación de rutas provinciales y cruces a Chile en los pasos PascuaLama, AguaNegra, Los Libertadores, Pehuenche, Las Leñas o PircasBlancas.
A nivel ferroviario, se identificó la mejora y ampliación de las vías del Ferrocarril San Martín hacia Rosario en toda la zona regional; en la provincia de SanJuan, la reparación y reactivación del ramal A-7 del Belgrano Cargas en el tramo Jáchal–Albardón, y finalmente, en Mendoza, se propone la rehabilitación del paso ferroviario trasandino hacia Chile.
En la demanda energética, se presentan tanto mejoras que abarcan a varias provincias de la región como también otras son específicas de solo alguna de ellas. Según las proyecciones de CAMMESA se identifica la necesidad de crear nuevas líneas de transmisión eléctrica en particular las dos obras birregionales vinculadas a provincias del NOA.
Por otro lado, las mejoras regionales constan de la construcción de líneas de tensión de 500 kv en tramos aproximados entre Plome-O’Higgins-Charlone-Río Diamante y Tramo Chaparro-Sur de La Rioja.
Estas obras dan marco al análisis de aspectos clave como transporte, logística, provisión de agua y energía en el contexto del creciente interés en el sector minero. Este escenario permite evaluar el potencial de inversión en infraestructura, impulsado por una serie de proyectos estratégicos que serán determinantes para el desarrollo del sector. Entre ellos, se destacan 24 proyectos en producción vigentes al primer trimestre de 2025.
La eficiencia energética se posiciona como una de las claves para lograr un futuro más sostenible en América Latina y el Caribe, según destacaron expertos y líderes del sector durante el evento «Eficiencia Energética: Pilar Transversal de la Transición», organizado por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y el Ministerio de Energía y Minas de Ecuador.
La cita, celebrada en la sede de OLADE en Quito, reunió a representantes de 22 países miembros para discutir los avances y desafíos en la implementación de políticas de eficiencia energética en la región.
La eficiencia energética es fundamental para alcanzar el Objetivo de Desarrollo Sostenible 7 de la ONU, que busca garantizar el acceso a energía asequible, confiable y sostenible. Durante la Reunión de Ministros y Ministras de Energía de OLADE, celebrada en octubre de 2024, 22 países comprometieron un incremento del 1.3% anual en la eficiencia energética hasta el año 2030.
Este esfuerzo- aseguran- permitiría ahorrar hasta 30 GW de energía eléctrica, equivalente al consumo de 30 millones de hogares durante un año.
Por su parte, Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo de OLADE, presentó un análisis detallado del consumo energético en la región, destacando que el 40% de la energía se consume en el sector del transporte, el 30% en la industria, el 20% en el sector residencial y el 5% en el ámbito comercial y público.
«El verdadero cambio en eficiencia se logrará en el transporte. Solo mediante políticas públicas estables y una cooperación efectiva entre los sectores público y privado, podremos transformar la matriz energética», destacó.
En tanto, Fabián Calero, Viceministro de Electricidad de Ecuador, reafirmó la importancia de la eficiencia energética como un compromiso con el desarrollo sostenible.
«Es clave para reducir el impacto ambiental y optimizar los costos de producción», subrayó, haciendo hincapié en la necesidad de fortalecer los marcos regulatorios y promover el uso racional de la energía en todos los sectores.
El evento también incluyó un panel de expertos con representantes de Chile, Brasil, Dinamarca, Uruguay y Ecuador, quienes discutieron sobre regulaciones energéticas, políticas públicas y la implementación de la norma ISO 50001 para la gestión de la energía. Además, se abordó la importancia de iniciativas como las cocinas limpias, una herramienta clave para la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero en la región.
Gabriela Prata Dias, Directora del Centro de Copenhague sobre Eficiencia Energética del PNUMA, resaltó la necesidad de regulaciones más estrictas y estrategias sectoriales. «El mercado por sí solo no es suficiente; necesitamos políticas que impulsen la innovación y permitan una revisión de nuestras contribuciones nacionales dentro del Acuerdo de París», señaló.
En la misma línea, Esteban Israel Flores de PRONACA Ecuador remarcó que la gestión eficiente de los recursos es la estrategia más rentable. «El éxito depende de la capacitación, monitoreo y un enfoque metodológico sólido», agregó.
Finalmente, Sebastián Wainberg, del Ministerio de Industria, Energía y Minería de Uruguay, concluyó que el sector residencial juega un papel crucial en la transición energética. «Los incentivos individuales son limitados; necesitamos políticas de comunicación y estímulos para transformar el consumo», subrayó.
El Gobernador de Tierra del Fuego, Gustavo Melella, adelantó que las negociaciones con YPF para transferir a la empresa provincial Terra Ignis la operación de áreas estratégicas de hidrocarburos están “avanzadas”.
Esta posible transferencia representa un paso clave hacia la autonomía energética de la provincia, que le permitirá a Tierra del Fuego gestionar sus recursos naturales de manera más eficiente y con mayor control.
“Estamos avanzando en conversaciones con YPF para que Terra Ignis se haga cargo de las áreas en la provincia. Este es un paso crucial hacia la autonomía energética de Tierra del Fuego, lo que nos permitirá gestionar nuestros recursos de manera más eficiente y en beneficio de todos los fueguinos”, afirmó Melella, durante su discurso inaugural ante la Legislatura provincial.
Las áreas que actualmente están bajo la órbita de YPF y que podrían ser transferidas a Terra Ignis se encuentran principalmente en la zona norte de la Isla Grande de Tierra del Fuego.
Entre las operaciones más relevantes se incluyen la planta de procesamiento San Sebastián, la planta de almacenamiento Cruz del Sur, la cabecera del Gasoducto General San Martín, el Gasoducto Fueguino, y otras áreas maduras y de alto potencial como las áreas CA-12 1 y 2, situadas en el centro de la isla.
Estas operaciones representan una parte importante de la infraestructura energética de la provincia, y su transferencia a Terra Ignis permitiría a Tierra del Fuego tomar el control de sectores clave para su desarrollo energético.
Según Melella, «esto no solo potenciaría la capacidad de la provincia para gestionar sus recursos de manera más eficiente, sino que también mejoraría la infraestructura energética local, creando nuevos empleos y generando un impacto positivo en la economía regional».
“Las áreas que hoy gestiona YPF son fundamentales para el futuro energético de Tierra del Fuego. Si conseguimos que Terra Ignis las administre, no solo fortaleceremos nuestra autonomía energética, sino que también podremos asegurar que los recursos de la provincia se destinen al desarrollo local y a la creación de empleo para los fueguinos”, afirmó el gobernador.
Terra Ignis, creada por el gobierno provincial en 2017, es la empresa energética encargada de promover la exploración, explotación y comercialización de hidrocarburos en Tierra del Fuego.
Melella subrayó que esta transferencia no solo contribuiría a la autonomía energética de la provincia, sino que también fortalecería la capacidad de Terra Ignis para invertir en infraestructura y generar oportunidades de empleo local.
“Este es un cambio de paradigma para nuestra provincia. No se trata solo de tener el control de nuestras reservas de hidrocarburos, sino de avanzar en un modelo más sostenible y eficiente, que priorice el bienestar de los fueguinos y el desarrollo de nuestra economía. Tener el control sobre nuestros recursos es esencial para avanzar hacia una Tierra del Fuego más autosuficiente”, enfatizó el gobernador.
Agua Salada seguirá siendo operada por Tecpetrol hasta 2035. Así surge del acuerdo entre la compañía del Grupo Techint y el Gobierno de Río Negro por este bloque convencional de hidrocarburos, ubicado a 50 kilómetros al sur de Catriel.
La renovación incluye compromisos de inversión que contemplan la perforación de nuevos pozos en 2026. Resta la aprobación de la Legislatura provincial, en línea con los acuerdos anteriores que realizó el gobierno de Alberto Weretilneck.
«Es un bloque que operamos desde hace más de 30 años y que siempre ha sido clave para nuestras operaciones en la Cuenca Neuquina. Representa aproximadamente el 20% de la producción de gas de la provincia y hemos realizado numerosos descubrimientos exploratorios», resaltó MartínBengochea, VP para la Cuenca Neuquina de Tecpetrol.
«Con este acuerdo de prórroga, tenemos previstas nuevas inversiones, particularmente la perforación de dos pozos en 2026, lo que nos permitirá seguir desarrollando el potencial del bloque», señaló el directivo de la compañía sobre los planes en Agua Salada.
Por su parte, la secretaria de Energía y Ambiente, AndreaConfini, destacó la importancia del acuerdo dentro del proceso de extensión de concesiones que lleva adelante Río Negro. «Este es un nuevo paso en la estrategia que venimos desarrollando para garantizar la continuidad de la producción hidrocarburífera en la provincia y recuperar productividad con inversiones concretas que aseguran empleo y desarrollo rionegrino», dijo.
«Ya cerramos acuerdos con cinco empresas, extendiendo los plazos de concesión de 11 áreas clave, que representan el 45% de la producción de petróleo y el 58% de la producción de gas de Río Negro», recordó la titular de la cartera energética rionegrina.
La superficie total del área es de 650 Km2, las inversiones firmes y contingentes de la compañía alcanzan los 22,5 millones de dólares, se le suma un bono de prórroga de 1,24 millones de dólares. La producción actual de Agua Salada es de un millones de metros cúbicos por día de gas natural.
El plan de Tecpetrol implica dos pozos para explotación firme ha realizarse entre 2026 y 2027, el despliegue de ocho workovers en una campaña entre 2025 y 2028 y adecuaciones en infraestructura por 13 millones de dólares. Además, una explotación contingente de dos perforaciones y tres workovers significará una inversión de 9,5 millones de dólares.
Junto al bono de prórroga, Tecpetrol y Río Negro acordaron un aporte complementario del 3% de la producción mensual de petróleo y gas y compromisos sociales por 250 mil dólares que estarán destinados a desarrollo social y fortalecimiento institucional.
YPF anunció que invertirá U$S 12.915 millones en la perforación de 700 pozos horizontales en cuatro nuevas concesiones hidrocarburíferas no convencionales (CENCH) otorgadas por el Gobierno de la Provincia de Neuquén. Las áreas en cuestión son Narambuena, Aguada de la Arena, La Angostura Sur I y La Angostura Sur II.
Estas nuevas concesiones abarcan un total de 675,79 km² y, con la perforación de los pozos, se espera alcanzar una producción significativa de petróleo y gas, además de generar importantes regalías para la provincia. La inversión inicial en la etapa piloto de los proyectos será de U$S 340,3 millones, con la perforación de 27 pozos horizontales.
Acerca de las áreas Narambuena está bicada en la ventana de petróleo negro, la inversión inicial en la etapa piloto será de U$S 181,2 millones, con la perforación de 14 pozos horizontales. Se proyecta una producción de 246 millones de barriles equivalentes de petróleo (BOES) durante todo el proyecto. Una vez en desarrollo continuo, se perforarán 206 pozos con una inversión de U$S 3.330 millones.
En tanto, en Aguada de la Arena YPF invertirá U$S 63,22 millones en la etapa piloto, con la perforación de 6 pozos horizontales. Se estima una producción de 463 millones de BOES. En la etapa de desarrollo, la inversión ascenderá a U$S 4.184 millones, con la perforación de 205 pozos adicionales.
Mientras que en la Angostura Sur I y II en la etapa piloto, se perforarán 7 pozos horizontales en total. La inversión será de U$S 3.450 millones para La Angostura Sur I y U$S 1.951 millones para La Angostura Sur II en su etapa de desarrollo continuo. Se estima una producción total de 267 millones de BOES y regalías proyectadas de U$S 1.922 millones.
Además de las inversiones en perforación, YPF se comprometió a ejecutar importantes obras de infraestructura para la provincia de Neuquén. Estas incluyen la construcción de un gasoducto de 16 kilómetros que llevará gas natural a la meseta de la localidad de Añelo, y dos proyectos viales de gran impacto: la pavimentación de un tramo de 90 km de la Ruta 7, y otro tramo de 26 km de esta misma ruta, lo que facilitará el acceso y desarrollo en la región.
En total, con estas concesiones, se suman 51 proyectos de explotación no convencional de shale y tight, lo que cubre un 36% del total de Vaca Muerta dentro del territorio provincial.
Shell Argentina y Chevron Argentina confirmaron su opción de sumarse como accionistas al consorcio VMOS para la construcción del proyecto Vaca Muerta Sur, la obra de infraestructura de transporte de petróleo más importante de las últimas décadas.
Este oleoducto tendrá una extensión de 437 km, una terminal de carga y descarga con monoboyas interconectadas y una playa de tanques y almacenaje en la zona de Punta Colorada, Río Negro.
Se espera que esté operativo en el cuarto trimestre de 2026, y es una clave central del horizonte exportador de petróleo no convencional de la Cuenca Neuquina.
El diseño del Vaca Muerta Sur permitirá transportar hasta 550 mil barriles por día, con la posibilidad de incrementar esta capacidad a 700 mil barriles por día si fuera necesario con una inversión estimada en 3000 millones de dólares.
Toda la operación, la instalación de las terminales para el almacenamiento, el bombeo, la infraestructura de transporte, y la terminal en la costa de Río Negro, implicarán unos 2528 millones de dólares de inversión. Las empresas ya buscan el financiamiento en el mercado internacional; otra parte lo pondrán en cash.
Como adelantó en noviembre pasado Mejor Energía, las dos compañías eran parte del plan inicial impulsado por YPF y al que se sumaron otras compañías. Ahora ratificaron formalmente su participación en la obra que puede marcar un antes y después para el petróleo producido en Neuquén, un plan que marcha en paralelo al objetivo de gas natural licuado (GNL) hacia el final de la década.
El resto de las compañías integradas son Pluspetrol, PAE, Vista y Pampa, al margen de YPF que encabeza este proyecto exportador.
La concreción de esta obra de transporte es estratégica para el desarrollo de Vaca Muerta y, junto a otras iniciativas, permitirá abrir la puerta para la exportación con el objetivo de lograr 15.000 millones de dólares de ingresos anuales para el país en los próximos años, que con sus expansiones podría llegar a más de 20 mil millones de dólares.
Con las últimas cuatro concesiones otorgadas por el Gobierno de Neuquén a YPF, suman 51 las CENCH, el acrónimo de Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos. Este modelo viene ejecutándose en la provincia cabecera de VacaMuerta desde los cambios a la Ley Nacional de Hidrocarburos en 2014 y que permite una mejor performance de los operadores con sus inversiones y objetivos en estos bloques, la mayoría son de los más productivos de Argentina.
La Angostura Sur I y II, Narambuena y Aguada de la Arena fueron otorgadas formalmente en marzo a YPF, siendo este paquete de áreas las primeras CENCH’s gestionadas por el gobierno de Rolando Figueroa. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, dijo que estos bloques serán clave para incrementar la producción de petróleo con foco en la exportación.
La última CENCH que se había firmado fue la de Rincón de Aranda, operada por Pampa Energía, en agosto de 2023 durante el mandato de OmarGutiérrez. La espera de Figueroa estuvo asociada a la Ley Bases de Javier Milei y, en especial, en la reglamentación del aparatado sobre la industria hidrocarburífera.
La empresa con más CENCH en Neuquén es YPF con 14, le sigue Pluspetrol que luego del acuerdo con Exxon pasó a controlar ocho áreas, le sigue Pan American Energy con seis; después Tecpetrol y Vista coinciden en tener 5 áreas cada una. Shell cuenta con cuatro áreas, PampaEnergía con tres y finalmente con sólo una bajo su control están Chevron, Capex y Phoenix Global Resources.
Las CENCH surgieron como un mecanismo clave para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta generando un régimen de estabilidad fiscal. Su origen se remonta al Decreto 929/2013 con el puntapié lo dio YPF con Chevron en Loma Campana, el principal proyecto de shale oil del país. Las concesiones de este tipo son de 25 años con la posibilidad de una prórroga de 10 años si se cumplen los objetivos acordados y persiste el interés de los inversores.
El también conocido «Decreto Chevron estableció incentivos como la libre disponibilidad de divisas y la exportación sin retenciones para proyectos con inversiones mínimas de 1000 millones de dólares -algo que el gobierno de JavierMilei prometió cumplir en plenitud luego de varias idas y vueltas en esta última década-.
Las primeras cuatro CENCH de Rolando Figueroa fueron proyectos de YPF.
Para optimizar la inversión y reducir los riesgos, una de las claves es concesionar áreas pequeñas, con objetivos específicos y plazos cortos en la etapa piloto. Con esta fragmentación de yacimientos más grandes, la Provincia busca garantizar un mayor compromiso exploratorio por parte de las empresas, que deben presentar un plan de desarrollo con inversiones alineadas a los recursos estimados.
La provincia de Neuquén, a través de la resolución 53 ratificada por decreto, amplió los requisitos para el otorgamiento de CENCH, asegurando que las áreas adjudicadas se traduzcan en actividad efectiva. Este modelo mejoró la eficiencia operativa de las compañías y también permitió al Estado maximizar el rendimiento de los bloques concesionados.
Desde la reforma de la Ley de Hidrocarburos en 2014, que consolidó el marco normativo para el shale, las provincias han ajustado sus mecanismos de concesión para atraer inversiones y asegurar un desarrollo sostenido de la actividad. Es así que en los últimos diez años se otorgaron estas 51 concesiones a diferentes inversores.
Aunque también hubo cambios en el mapa como la venta de los activos de ExxonMobil a Pluspetrol a fines del 2024, que incluye áreas prometedoras como Bajo del Choique-La Invernada. O la expansión de Vista, operadora de Bajada del Palo, en Aguada Federal y Bandurria Norte tras la salida de alemana WintershallDea.
Con una combinación de estabilidad normativa, incentivos y planificación más rigurosa, Vaca Muerta ha logrado consolidarse como uno de los motores económicos de la Patagonia y que aporta el 59% del petróleo que consume Argentina y el 62% del gas.
Como parte del acuerdo por nuevas concesiones en VacaMuerta, YPF se comprometió a ejecutar obras de infraestructura clave para Neuquén. Esa inversión adicional surge de la negociaciónes con el Gobierno provincial que le otorgó a la compañía cuatro áreas hidrocarburíferas no convencionales que impactarán también en la infraestructura de la región Vaca Muerta.
En ese contexto, además de las inversiones comprometidas para la explotación, que rondarán los 12.900 millones de dólares, la empresa deberá aportar recursos para mejorar la conectividad y los servicios, como por ejemplo obras de gas en red para sectores en Añelo.
La iniciativa responde al lineamiento del gobenador Rolando Figueroa para promover la sustentabilidad social con apoyo del sctor privado. «Con toda la industria estamos armando un programa de necesidades que tiene la región de Vaca Muerta y a partir de ese programa vamos a buscar y vamos a trabajar para el financiamiento», indicó el mandatario neuquino.
Con el objetivo de acompañar el crecimiento de la actividad hidrocaburífera y contribuir al desarrollo, se propuso una serie de obras que fueron identificadas durante las mesas de trabajo de Vaca Muerta realizadas durante en 2024, específicamente en las mesas de infraestructura vial integral y de infraestructura urbana.
Entre las inversiones comprometidas figura la pavimentación de 116 kilómetros de nuevas rutas. Esto incluye el tramo de 90 kilómetros de la Ruta Provincial 7, entre el empalme con Ruta Provincial 5 y el empalme con Ruta Nacional 40, es decir, Cortaderas y otros 26 kilómetros más en esa u otra ruta a determinar por el gobierno provincial.
Tal como lo anunció el gobernador en su discurso de apertura de las sesiones ordinarias en la Legislatura el 1 de marzo pasado, las inversiones permitirán no solo llevar gas domiciliario sino abastecer todo lo que el parque industrial de la localidad cabecera de Vaca Muerta.
Las primeras áreas adjudicadas a YPF bajo la gestión de Rolando Figueroa (Narambuena, Aguada de la Arena, La Angostura Sur I y La Angostura Sur II) incluyen el compromiso de ejecución de un gasoducto de 16 kilómetros que llevará gas natural a la meseta de la localidad de Añelo y permitirán multiplicar por 8, el abastecimiento actual y dar factibilidad al crecimiento futuro.
China se ha consolidado como un líder en la industria del litio. Con una producción proyectada de 1.065 millones de toneladas de carbonato de litio equivalente en 2024, está claro que el país está jugando un papel crucial en la cadena de valor global.
Mientras Estados Unidos busca reducir su dependencia, China no solo se destaca en la producción, sino también en la refinación y la fabricación de baterías, lo que refuerza aún más su posición en el mercado de la electromovilidad. Este dominio podría tener un impacto significativo en la transición hacia energías más limpias y sostenibles.
Así lo entiende Daniel Dreizzen, Director de Aleph Consultora, quien agrega que el país asiático no solo lidera en producción, sino también en refinación y fabricación de baterías, consolidando su posición en el mercado global de electromovilidad.
En su informe mensual sobre Minería, el especialista advierte que “la industria del litio y las baterías está atravesando un período de cambios significativos. Estados Unidos sigue endureciendo sus medidas para asegurar su propio suministro, implementando incentivos para la producción local y restricciones a importaciones desde China. Sin embargo, es innegable que, a pesar de estas políticas, China continúa siendo el epicentro de esta industria y está ampliando su control en toda la cadena de valor”.
En 2024, la producción de litio en China alcanzó la impresionante cifra de 1.065 millones de toneladas de carbonato de litio equivalente (LCE), lo que representa un aumento del 34% respecto al año anterior y 18 veces más que hace una década.
Este volumen representa casi el 80% de la producción global de carbonato de litio, y el 85% de su consumo está destinado a la fabricación de baterías.
Dreizzen explicó durante la reciente conferencia de Fastmarkets Battery Raw Materials en Shanghai, que quedó claro que China no solo lidera en producción, sino también en refinación, fabricación de baterías y vehículos eléctricos. Para mantener este liderazgo, el país ha avanzado en nuevas tecnologías de extracción, incluyendo procesos que mejoran la recuperación de litio en salmueras de baja ley y con alta relación magnesio-litio, así como métodos de procesamiento para recursos de lepidolita de baja calidad.
“El mercado de autos eléctricos en China muestra un crecimiento sostenido, con una penetración local del 46%. El país fabrica más del 50% de los vehículos eléctricos a nivel global y concentra el 80% de la producción mundial de baterías de iones de litio. Empresas chinas como BYD y CATL continúan expandiendo su presencia internacional, consolidando aún más el dominio de China en la electromovilidad”, señaló.
Además de la extracción, el reciclaje de baterías se está volviendo clave. China ha impulsado la recuperación de litio y otros metales estratégicos a través de numerosas iniciativas, con el objetivo de reducir su dependencia de recursos primarios y mejorar la sostenibilidad de la industria.
El país ha declarado que el reciclaje es la opción más económica y viable a largo plazo para garantizar el suministro de metales críticos, y está fortaleciendo su infraestructura de recuperación y refinación para asegurar que los materiales estratégicos sigan en circulación dentro de su sistema productivo.
Mientras algunos países buscan reducir su dependencia de China, la estrategia del gigante asiático es clara: expandir su capacidad de refinación, mejorar su tecnología de extracción, fortalecer el reciclaje de metales estratégicos y establecer estándares internacionales que le permitan seguir liderando el mercado.
“En este contexto, cualquier empresa o país que desee tener un rol relevante en la industria del litio y la electromovilidad inevitablemente tendrá que interactuar con China”, concluyó Dreizzen.
