Autor: Mejor Energía

  • YPF lanza una nueva billetera digital que revoluciona el mercado

    YPF lanza una nueva billetera digital que revoluciona el mercado

    A partir de abril, la APP de YPF transformará la experiencia de pago en el país, convirtiéndose en la primera billetera digital de una empresa energética en Argentina. Con este lanzamiento, YPF expande su liderazgo en tecnología y pagos digitales en el ecosistema de la movilidad.

    La aplicación de YPF, que ya se ha consolidado como un aliado clave para la movilidad de millones de argentinos, está dando un paso audaz hacia el futuro.

    Desde abril, los usuarios podrán utilizarla como una billetera digital, marcando un hito al convertirse en la primera de una empresa energética en el país en ofrecer este servicio. YPF Digital (YDI), la sociedad encargada de potenciar los activos digitales de la compañía, liderará este proceso de transformación.

    “Desde YDI estamos listos para transformarnos en una billetera digital. La APP de YPF siempre lideró el mercado de la digitalización de la experiencia de nuestros consumidores. Ahora, con esta novedad, nos volvemos a ubicar a la vanguardia de la tecnología para el mundo de la movilidad”, expresó Guillermo Garat, presidente de YDI.

    La evolución de la APP de YPF no solo responde a la necesidad de modernizar sus servicios, sino que también busca mantenerse a la vanguardia del sector digital.

    En diciembre de 2024, la aplicación registró un promedio de 420 pagos por minuto durante los picos de actividad, lo que equivale a 5,7 millones de transacciones y 4,5 millones de socios activos.

    En 2024, los usuarios realizaron más de 60 millones de visitas a estaciones de servicio, aprovechando los 20 millones de beneficios ofrecidos por la plataforma.

    El salto a una billetera digital representa la expansión natural de los servicios de YPF, que hace dos años decidió dar un paso firme con la creación de YPF Digital, destinada a gestionar y potenciar los activos digitales de la empresa.

    La aprobación del Banco Central de la República Argentina (BCRA) como Proveedor de Servicios de Pago (PSP) habilita a la compañía a ofrecer servicios financieros dentro de su ecosistema.

    Con esta nueva función, YPF no solo fortalece su posición como líder en estaciones de servicio y pagos digitales, sino que también extiende su influencia a toda la cadena de valor de la movilidad, convirtiéndose en un referente en el sector energético y digital del país.

    La APP de YPF, disponible para dispositivos iOS y Android, se prepara para dar el siguiente gran paso en el futuro de la tecnología móvil y el pago digital en Argentina.

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  • Aconcagua mostró su central térmica en la celebración de su décimo aniversario

    Aconcagua mostró su central térmica en la celebración de su décimo aniversario

    Aconcagua Energía cumplió diez años de su creación el 27 de febrero último, por lo que el equipo aprovechó la oportunidad para mostrar al periodismo especializado en energía una de sus unidades de negocio que tienen en Neuquén: la Central Térmica Alto Valle.

    Como parte de sus objetivos, Aconcagua comercializa energía a través de la gestión de centrales hidroeléctricas y termoeléctricas como Aconcagua Energía Generación. En ese marco, cuentan con la Central Térmica Alto Valle  de 96 MW y Entre Lomas de 24 MW. La primera está ubicada a la vea del río Neuquén y tiene nada menos que 56 años de actividad.

    La central utiliza un ciclo combinado, un sistema que aprovecha el calor el calor que sale del escape de una turbina de gas para producir vapor. Pero también tiene un modelo de ciclo abierto para obtener energía sólo con la turbina de gas -ideal si la de vapor está fuera de operación-. Son cinco turbinas, siendo dos de ciclo combinado y una de gas.

    Para abastecerse, Aconcagua utiliza gas que viene del gasoducto NEUBA 2 a través de un ducto de 12 pulgadas de 5,5 kilómetros de extensión que atraviesa el Este de la ciudad hasta la central, desde una planta reductora en el barrio Rincón de Emilio hasta la planta en la zona de los puentes.

    El gas que usa la planta viene del NEUBA 2 a través de un ducto de interconexión de 12 pulgadas.

    Al estar a la vera del río Neuquén, la central utiliza el agua para la generación con turbinas de vapor. El líquido se monitorea de cerca para evitar un aumento de su temperatura dado que después se devuelve, oscilando entre los 4 y 6 grados y que nunca supera los 10. Es que esa es la fuente fría de la planta y su uso responsable es clave para continuar aportando energía al sistema.

    Una dotación de 20 personas está encargada del mantenimiento y operación de la planta. Además, comparte espacio con una estación del EPEN y la empresa que tiene una función de control del gasoducto de interconexión es TGS. Desde Aconcagua indicaron que es poco habitual que haya venteos del ducto, pero desde la sala de control se monitorea su operatividad. No obstante, si alguna entidad va a realizar una obra cerca de la traza, debe dar aviso a la central.

    El grupo está compuesto por tres las empresas Petrolera Aconcagua (que explota 14 yacimientos convencionales en Río Negro, Neuquén y Mendoza), Aconcagua Energía Servicios (dedicada al apoyo de las unidades de negocio) y Aconcagua Energía Generación (que opera las centrales térmicas y también la represa Planicie Banderita-Cerros Colorados). Entre todas las empresas, el Grupo Aconcagua define su modelo de negocios integrado.

    La creación de Aconcagua hace una década parte de la unión de fuerzas entre el ingeniero Diego Sebastián Trabucco y el economista Javier Agustín Basso, ambos con una destacada trayectoria en el sector del petróleo y el gas, para darle forma a una empresa independiente como las que se formaron en Estados Unidos y Canadá en la industria energética.

     

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  • YPF da un salto del 25% en su capacidad de procesamiento de crudo de Vaca Muerta

    YPF da un salto del 25% en su capacidad de procesamiento de crudo de Vaca Muerta

    YPF puso en marcha la segunda planta de tratamiento de crudo del yacimiento La Amarga Chica, uno de los principales bloques productores de Vaca Muerta que opera en sociedad con Petronas.

    Con esta obra, que implicó una inversión de 200 millones de dólares, se duplicará la capacidad de tratamiento del bloque y se incrementará en un 25% la posibilidad de procesamiento total que tiene la compañía en sus desarrollos no convencionales.

    Esta inversión acompaña el salto productor de YPF a partir del su plan 4×4, que busca incrementar la producción de petróleo de Vaca Muerta de la mano de la mayor eficiencia y la apertura de mercados internacionales.

    La planta, que fue construida por la compañía AESA, tiene una capacidad de tratamiento de 12.000 metros cúbicos diarios. En el pico de obra generó más de 500 puestos de empleo y tuvo la intervención de una decena de compañías subcontratistas.

     

    Esta planta se suma a otra de iguales características que ya opera en La Amarga Chica, el bloque de mayor crecimiento en Vaca Muerta el año pasado, y uno de los tres con más producción de país. En en comienzo del 2025, los datos oficiales indican que tiene una producción de 65 mil barriles diarios en promedio.

    Es uno de los tres principales bloques de YPF en el segmento petrolero shale, junto a Loma Campana (avanzada no convencional en Amércia Latina) y Bandurria Sur. 

    De este modo la compañía sigue afianzando su posición en la producción de shale oil, apuntando también al mercado exportador con otras obras que se complementan con las desarolladas en yacimientos.

    La construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur, junto a un holding de operadoras, será una salida adicional para el crudo desde Neuquén (cuya producción se encuentra en máximos históricos), con esa traza que vinculará Añelo con Punta Colorada, en la provincia de Río Negro.

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  • Neuquén inicia la obra de gas natural para Los Guañacos y Los Miches

    Neuquén inicia la obra de gas natural para Los Guañacos y Los Miches

    El compromiso del gobierno provincial de mejorar la calidad de vida de los habitantes del norte neuquino sigue avanzando. En esta ocasión, el inicio de la ejecución de la red de gas troncal y domiciliaria para la localidad de Los Guañacos marca un hito importante en la región, uno de los más esperados por la comunidad local.

    Esta obra, que se lleva a cabo bajo la supervisión de la empresa provincial Hidenesa, es parte de una serie de proyectos destinados a llevar la energía a las zonas más alejadas de la provincia, con un énfasis claro en garantizar el acceso de los neuquinos al gas natural.

    “El gas primero para los neuquinos”, fue la frase que destacó el gobernador Rolando Figueroa, quien estuvo presente en el lugar para supervisar el inicio de los trabajos. Figueroa explicó que esta obra tiene un impacto profundo no solo en el acceso a un recurso esencial como el gas, sino también en la economía de la región.

    “Tenemos que monetizar nuestro subsuelo, tenemos que vender nuestro gas a otros lugares del mundo, sobre todo a Latinoamérica. Sin embargo, antes de exportarlo, tenemos que asegurarnos de que los neuquinos cuenten con este servicio en sus hogares. Por eso, esta obra, que pone en marcha Hidenesa, es tan significativa para todos los neuquinos”, expresó el mandatario.

    Figueroa destacó que la implementación de esta red de gas no es solo una mejora en el acceso a un recurso energético, sino también un paso importante en la integración de las localidades más alejadas a la red de infraestructura provincial.

    El proyecto beneficiará no solo a Los Guañacos, sino también a la localidad vecina de Los Miches. Ambas localidades serán abastecidas desde un gasoducto de la provincia, lo que permitirá la conexión de varias comunidades rurales al servicio de gas natural.

    La firma del acuerdo para la ejecución de la obra se realizó en agosto de 2024, y en enero de 2025 se completó la entrega de las cañerías necesarias para su instalación. De esta manera, el gobierno provincial continúa avanzando en su objetivo de llevar los recursos energéticos a todas las comunidades neuquinas.

    En este caso, la obra de gas irá acompañada por el tendido de fibra óptica, lo que permitirá a las localidades beneficiadas acceder a una infraestructura tecnológica de última generación. 

    Con la incorporación de Los Guañacos a la red provincial de gas, la provincia no solo mejora el bienestar de sus habitantes, sino que también avanza en su plan de integrar todas las localidades a una infraestructura de gas segura, eficiente y sustentable.

    Actualmente, localidades como Andacollo y Huinganco ya están conectadas a un gasoducto propio de la provincia, operado por Hidenesa, y el proyecto se está ampliando para incluir otras comunidades como Lileo, Callanta, los Carrizos, Nahueve y Bella Vista.

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  • Según OLADE, alcanzar la descarbonización requerirá un aumento del 360% en la producción de biocombustibles

    Según OLADE, alcanzar la descarbonización requerirá un aumento del 360% en la producción de biocombustibles

    La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) publicó recientemente un nuevo estudio que subraya el papel estratégico de los biocombustibles de bajo carbono en la transición energética de América Latina y el Caribe.

    Este documento, titulado “Una introducción al sector de los biocombustibles en América Latina y el Caribe”, destaca cómo estos biocombustibles están llamados a ser fundamentales en la descarbonización del transporte y la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), particularmente en sectores difíciles de electrificar, como el transporte pesado, la aviación y el transporte marítimo.

    En 2023, la región de América Latina y el Caribe (ALC) representó el 27% de la producción mundial de biocombustibles líquidos, destacándose Brasil, que generó el 93% de la producción regional.

    Esta posición privilegiada responde a las ventajas competitivas de la región en cuanto a recursos naturales, capacidad agroindustrial y experiencia en la producción sostenible de bioetanol y biodiésel.

    El uso de biocombustibles de bajo carbono ha demostrado ser una solución viable y de bajo costo para reducir las emisiones en sectores donde la electrificación es más complicada, como la aviación y el transporte marítimo. Además, la producción de combustibles avanzados como el SAF (Sustainable Aviation Fuel) y el HVO (Hydrotreated Vegetable Oil) se posiciona como una oportunidad clave para avanzar hacia la carbono neutralidad.

    Entre 2013 y 2023, la producción de biodiésel en la región creció un 163%, mientras que el bioetanol aumentó un 36%. Este dinamismo refleja la adopción de políticas públicas favorables, como los mandatos de mezcla de biocombustibles en varios países.

    Sin embargo, la región aún enfrenta desafíos, como la necesidad de fortalecer los marcos regulatorios, mejorar la infraestructura logística y garantizar la trazabilidad de la cadena de producción. Estos obstáculos son clave para alcanzar la carbono neutralidad para 2050.

    Según las proyecciones de OLADE, alcanzar la carbono neutralidad en 2050 requerirá un aumento del 360% en la producción de biocombustibles líquidos, lo que representará aproximadamente 172.990 miles de metros cúbicos de biocombustibles en la región.

    Para lograr este objetivo, será necesario mejorar la sostenibilidad y eficiencia de los procesos productivos, lo que implica un esfuerzo conjunto entre gobiernos, empresas y organismos internacionales.

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  • Edenor proyecta invertir U$S 1275 millones en el AMBA, a la espera de ajustes tarifarios

    Edenor proyecta invertir U$S 1275 millones en el AMBA, a la espera de ajustes tarifarios

    Edenor, la principal distribuidora eléctrica del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), anunció una ambiciosa inversión de U$S 1.275 millones para los próximos cinco años, con el objetivo de mejorar la infraestructura del servicio.

    La empresa, que espera la actualización de tarifas tras años de congelamiento, contempla la construcción de nuevas subestaciones eléctricas y un innovador proyecto de almacenamiento de energía, con el fin de evitar cortes de suministro en una de las zonas de mayor consumo del país.

    La compañía planea concretar tres subestaciones en los próximos tres años, en localidades clave como Hurlingham, el corredor norte y General Rodríguez, con una inversión estimada de entre U$S 60 y 80 millones por cada una.

    Además, el proyecto de almacenamiento, con una inversión de U$S 500 millones, será inédito en el país, buscando inyectar energía al sistema en caso de faltantes y paliar posibles cortes de suministro.

    A pesar del congelamiento de tarifas durante los últimos años, las inversiones de Edenor promediaron los U$S 200 millones anuales, para lo cual se destina aproximadamente el 50% de sus ingresos. La diferencia ahora, con la actualización en las tarifas, es que se dejaria de acumular deudas con CAMMESA. 

    El proceso de Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT), que permitirá una recomposición de tarifas, está en curso, y Edenor espera que estos ajustes les permitan dejar de acumular deudas con CAMMESA y evitar pérdidas.

    La actualización tarifaria impactará en los costos de distribución y transporte, pero se prevé que los aumentos no superen el 10% para los usuarios.

    En paralelo, Edenor también proyecta sumar 270 MW de capacidad a su zona de abastecimiento para 2027.

    Este esfuerzo de la distribuidora se complementa con las inversiones de Edesur, que destinará U$S 875 millones, mientras que el Gobierno prepara cambios en los subsidios a la energía, avanzando hacia un esquema más focalizado, aunque aún lejano de ser implementado.

    El último congelamiento de tarifas, que se extendió por varios años, ha complicado la situación financiera de las distribuidoras, pero con la recomposición tarifaria que se proyecta, Edenor podrá mejorar sus márgenes y destinar mayores recursos a la expansión de su red eléctrica.

    La nueva estructura tarifaria no solo permitirá a Edenor financiar sus inversiones, sino que también se prevé que contemple una segmentación de subsidios a los usuarios, en línea con las políticas del gobierno para focalizar la asistencia a los sectores más vulnerables.

    Con la entrada en vigencia de las nuevas tarifas a partir de abril, los usuarios del AMBA verán un ajuste en sus facturas de electricidad, aunque las autoridades advirtieron que este incremento no superará el 10% para los consumidores.

     

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  • Los yacimientos que hacen brillar a Vaca Muerta en petróleo y gas

    Los yacimientos que hacen brillar a Vaca Muerta en petróleo y gas

    Tanto el petróleo como el gas de Vaca Muerta siguen mostrando un crecimiento de dos cifras en la comparación interanual. Los últimos datos públicos y completos son los de enero de 2025, donde hubo una leve baja del crudo con respecto a diciembre y un salto del gas, motivado por la alta demanda de energía por la ola de calor y la infraestructura de transporte que va acomodándose a pleno.

    Con los datos públicos de enero de 2025 puede realizase una suerte de Top 5 de yacimientos de petróleo y gas no convencional, un trabajo que realizó minuciosamente la consultora Economía & Energía (E&E) que dirige el economista Nicolás Arceo. La producción total de shale oil fue de 442 mil barriles por día -28,1% más interanual- y la de shale gas de 68,4 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) -un 22,1% más en la variación interanual-.

    En el plano petrolero, Loma Campana de YPF mantiene el liderazgo. El mayor desarrollo de shale oil en América Latina tiene una producción de 87,3 mil barriles por día de petróleo no convencional. Este proyecto es compartido por Chevron, que exporta parte de su producción neta.

    La producción unificada de Bajada del Palo, entre el lado Este y el Oeste, es de 65,7 mil barriles/día y le permite a Vista consolidarse como uno de los destacados del shale oil de Vaca Muerta. Otras dos áreas fuertes están operadas por YPF: La Amarga Chica con una producción de 65 mil barriles/día y Bandurria Sur con 59,5 barriles/día, de acuerdo a los datos relevados por E&E.

    En quinto lugar dentro de la ventana del petróleo se mantiene La Calera, el área operada por Pluspetrol que a fines del 2024 sacudió al mercado al comprar lás áreas de ExxonMobil en el norte neuquino. Si La Calera producía en enero de 2024 un promedio de 5,9 mil barriles/día, un año después pasó a nada menos que 24,1 mil barriles/día.

    El liderazgo en el shale gas lo tiene Tecpetrol con su imponente Fortín de Piedra. El yacimiento tuvo un récord de 24 MMm3/d y en el verano bordeó los 13 MMm3/d. El objetivo de la compañía es sostener un elevado nivel de producción en sintonía con las mejoras en gasoductos y los proyectos de GNL que llegarán entre 2026 y 2027.

    TotalEnergies, empresa de capitales franceses, tiene la operación de Aguada Pichana Este (APE) con 10 MMm3/d registrados en enero último. En tercer lugar aparece La Calera de Pluspetrol que alcanzó 9,2 MMm3/d -el único yacimiento que pisa fuerte en ambas ventanas de producción-.

    Otro de los bloques importantes para la producción de gas natural en Argentina lo tiene Pan American Energy: Aguada Pichana Oeste (APO), que en enero llegó a los 7,5 MMm3/d, aunque supera los 9 MMm3/d en el periodo de mayor demanda como lo es el invierno. Finalmente, Pampa Energía tiene a Sierra Chata con 4,7 MMm3/d de gas de Vaca Muerta.

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  • Genneia anunció inversiones por U$S 400 millones en Mendoza para la construcción de 3 parques solares

    Genneia anunció inversiones por U$S 400 millones en Mendoza para la construcción de 3 parques solares

    Mendoza dio un paso crucial en su transición energética con la inauguración del Parque Solar Malargüe I, el primer desarrollo fotovoltaico de Genneia en la provincia y el cuarto a nivel nacional.

    Este proyecto, con una capacidad instalada de 90 MW, no solo refuerza el abastecimiento sostenible de energía en la región, sino que también impulsa el crecimiento del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), posicionando a la provincia como un actor clave en el panorama energético nacional.

    El evento de inauguración, celebrado con la presencia de directivos de Genneia y autoridades provinciales y nacionales. Entre los participantes se destacaron Jorge Brito, accionista principal de Genneia, César Rossi, presidente de la empresa, Bernardo Andrews, CEO de Genneia, así como el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, y la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre. También estuvieron presentes los intendentes de Malargüe y San Rafael, Celso Jaque y Omar Félix, respectivamente.

    Durante el acto, Genneia no solo celebró la puesta en marcha del Parque Solar Malargüe I, sino que también anunció el inicio de un nuevo proyecto solar en San Rafael, con una capacidad de 150 MW y una inversión de 150 millones de dólares.

    Este parque se sumará a la construcción del Parque Solar Anchoris, en Luján de Cuyo, que tendrá una capacidad de 180 MW. Con estas iniciativas, Genneia planea una inversión total de 400 millones de dólares en Mendoza para 2026, consolidando así su presencia en la región y fortaleciendo la oferta de energía renovable para grandes usuarios industriales en todo el país.

    El gobernador Cornejo destacó la importancia de la inauguración del parque solar, indicando que Mendoza tiene el potencial de convertirse en un polo estratégico de energías renovables en Argentina.

    “Apostamos por la diversificación energética como motor de crecimiento y desarrollo sostenible, y la inversión de Genneia es un claro ejemplo de cómo el sector privado y el Estado pueden trabajar juntos para impulsar el futuro de la provincia”, señaló Cornejo.

    Por su parte, Jorge Brito, accionista de Genneia, expresó: «Estamos invirtiendo 400 millones de dólares en Mendoza para la construcción de tres parques solares, sumando 420 MW de capacidad instalada al sistema. Y en 2026 habremos superado los 1.400 millones de dólares en capacidad instalada renovable, con 8 parques eólicos y 6 solares en operación en 5 provincias».

    El Parque Solar Malargüe I, que abarca 312 hectáreas, incorpora más de 160.000 paneles solares bifaciales de última tecnología. Estos paneles son capaces de captar energía tanto de la radiación directa como de la reflejada en el suelo, mejorando la eficiencia del sistema hasta en un 10%. Además, los módulos están montados sobre seguidores solares, lo que permite ajustar su posición según el recorrido del sol para maximizar la producción de energía.

    Con una inversión superior a los 90 millones de dólares, el proyecto generó, durante su construcción, 280 empleos indirectos, lo que contribuyó al crecimiento económico y social de la región.

    El desarrollo de este nuevo parque solar, junto con los próximos proyectos de Genneia en la provincia, refuerza la posición de Mendoza como un referente nacional en energías renovables. Estos avances no solo contribuyen a la reducción de emisiones de CO2, sino que también impulsan la creación de empleo de calidad, elementos clave para el futuro energético de Argentina.

     

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  • La minera Rio Tinto solicitó la adhesión al RIGI de su proyecto de litio en Salta

    La minera Rio Tinto solicitó la adhesión al RIGI de su proyecto de litio en Salta

    La multinacional minera Rio Tinto presentó al Gobierno nacional su pedido de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para el proyecto de producción de litio Rincón, en la provincia de Salta, donde prevé producir y exportar, a partir del 2028, unas 53.000 toneladas de carbono de litio por año.

    Se trata del undécimo proyecto RIGI presentado, de acuerdo al anuncio, y el desarrollo de la iniciativa de Exportación Estratégica de litio de la empresa Rio Tinto demandará una inversión de  US$ 2.700 millones en Rincón, Salta.

    En marzo de 2022, Rio Tinto adquirió Rincón Mining Pty Ltd. por la suma de US$ 825 millones. La compañía fundada en 1873 es actualmente una sociedad global con una producción diversa de metales y minerales derivados del aluminio, hierro y cobre, y otros, que cuenta con operaciones en 35 países y genera cerca de 60.000 puestos de trabajo en el mundo.

    Luego de un proceso de revisión del proyecto adquirido, la empresa solicitó la autorización para la construcción de una planta de demostración para la producción de 3.000 toneladas anuales de carbonato de litio grado batería, aplicando el proceso probado en la planta piloto .

    La decisión de construcción de esta planta de demostración (conocida como “Rincón 3000”), tuvo por objetivos contar con una planta de demostración a escala comercial que permita analizar el proceso de construcción y producción, recuperación de litio y calidad de producto, entrenamiento operacional, identificar mejoras de diseño y operación de un proyecto a mayor escala.

    En diciembre de 2024, el Directorio de Rio Tinto, tomó en consideración “las reformas económicas de Argentina y el nuevo Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (‘RIGI’)” para aprobar el proyecto para la producción de 53.000 tpa de carbonato de litio grado batería utilizando tecnología de extracción directa (DLE).

    Tras una reunión con el presidente Javier Milei en diciembre, el Director Ejecutivo de Rio Tinto Group, Jakob Stausholm agradeció por el RIGI, al considerar que “ha sido clave para poder convencer a los accionistas para seguir adelante con las inversiones en Argentina».

    La empresa acaba de informar a las autoridades nacionales que la construcción de la planta comercial comenzará tan pronto como se obtengan los permisos pertinentes del gobierno de la provincia de Salta.

    La capacidad de Rincón de 53.000 toneladas de litio carbonato de alta calidad para baterías por año incluye la planta inicial de 3.000 toneladas y la planta de expansión de 50.000 toneladas. Está previsto que la vida útil de Rincón sea de 40 años y que la construcción de la planta ampliada comience a mediados del 2025, sujeto a esa aprobación de los permisos.

    Se espera que la primera producción comience en el 2028, seguida de tres años de aumento de actividades hasta alcanzar la máxima capacidad, lo que generará una cantidad importante de puestos de trabajos y oportunidades económicas para las empresas locales.

    Ubicado en el corazón del ’triángulo de litio’ en Argentina, el proyecto Rincón consiste en la extracción de salmuera por medio de un área de pozos de producción e instalaciones de procesamiento y efluentes, al igual que su infraestructura asociada.

    En el proyecto se utiliza tecnología de extracción directa de litio (DLE), un proceso que ayuda con la conservación del agua, reduce los efluentes y produce carbonatos de litio de manera más uniforme que otros métodos.

    Con su adhesión reciente, el proyecto Rincón es el undécimo que se presentó al RIGI. Hasta entonces la decena de iniciativas sumaban un total de U$S 11.593 millones en inversión, destacándose los sectores de energía y minería.

    El gobierno reglamentó el 22 de octubre la Ley que establece el nuevo régimen que ofrece previsibilidad, incentivos fiscales y jurídicos durante 30 años para atraer proyectos de inversión que superen los u$s200 millones.

    Los proyectos deben estar vinculados a sectores estratégicos como petróleo y gas, minería, energías renovables, foresto industria, siderurgia, tecnología, infraestructura, turismo, y los proyectos de exportación estratégica a largo plazo sin vinculación a un sector específico.

    El régimen prevé entre los beneficios fiscales una Alícuota de Impuesto a las Ganancias del 25%, Deducción de amortización acelerada, Certificados de Crédito Fiscal en IVA, Devolución de saldos a favor de IVA en un plazo máximo de tres meses.

    Entre los beneficios aduaneros se destaca la Exención de derechos de importación para bienes de capital, repuestos, partes e insumos y la Exención de derechos de exportación durante los primeros tres años; y en los cambiarios el Acceso gradual a las divisas obtenidas por las exportaciones, Libre disponibilidad de divisas para financiamiento local o externo y Estabilidad cambiaria por 30 años.

    De los U$S 11.593 millones comprometidos, la mayor parte está dirigida al sector energético, con un 55% de los fondos. De este porcentaje, un 93% se destina a proyectos vinculados al oil & gas, principalmente relacionados con la explotación de Vaca Muerta.

    Entre estos proyectos, se destacan el desarrollo de Vaca Muerta Sur, el  nuevo oleoducto que atravesará las provincias de Neuquén, Río Negro y Buenos Aires, así como la construcción de un buque de licuefacción para la producción de Gas Natural Licuado (GNL).

    Por su parte, el 42% de la inversión se enfoca en minería, con el litio como protagonista absoluto. Este mineral, fundamental para la transición energética y la industria tecnológica, representa el 75% de las inversiones mineras.

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  • Tecpetrol puso en marcha la ampliación de la planta para su proyecto de shale oil

    Tecpetrol puso en marcha la ampliación de la planta para su proyecto de shale oil

    Tecpetrol le va dando forma a su proyecto de explotación de shale oil en Vaca Muerta. De la misma forma que es líder en el gas no convencional, con Fortín de Piedra, la compañía del Grupo Techint quiere hacerse fuerte en la ventana del petróleo con un desarrollo en el norte de la provincia de Neuquén. El primer gran paso que dio Tecpetrol fue la puesta en marcha de la ampliación de una planta de procesamiento en Los Bastos.

    La iniciativa, tal como informó Mejor Energía, implica poner a punto los yacimientos Los Toldos II Este, Puesto Parada y Los Bastos con una inversión que llegará a los 2000 millones de dólares -para «Fortín» desembolsaron más de 2500 millones-. A la fecha, la producción de petróleo de Tecpetrol llega a 20 mil barriles por día y su objetivo es llegar a los 100 mil.

    Martín Bengochea, VP de Cuenca Neuquina y Vaca Muerta de Tecpetrol, publicó en Linkedin: «Cuando hay una meta clara y un compromiso del equipo, los resultados llegan. Febrero comenzó con una gran noticia para los proyectos de petróleo de Tecpetrol en Neuquén. Pusimos en marcha la ampliación de la planta de Los Bastos y superamos los 1.000 metros cúbicos diarios de producción de petróleo gracias al desarrollo de shale oil en Puesto Parada».

    «Durante 2024, trabajamos intensamente en las nuevas facilidades y en la perforación y terminación de nuevos pozos con objetivo en Vaca Muerta. Cada fase presentó retos únicos que requirieron ajustes, aprendizajes y, sobre todo, un esfuerzo colectivo que siempre estuvo a la altura», explicó el directivo de la compañía.

    En ese sentido, Bengochea destacó la colaboración entre los diversos sectores involucrados para poder llegar al objetivo, que es uno de los desafíos más importantes que se autoimpuso la compañía de petróleo y gas en el último tiempo. Ya en la Argentina Oil & Gas del 2023 anunciaron el camino que iban a transitar.

    En gas no convencional, o shale gas, Tecpetrol es líder con una producción que alcanzó un record de 24 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) y bordeando esa cifra durante el invierno. Es así que aspira a sostenerlo durante todo el año -sin bajas importantes en el verano debido a la menor demanda- y ampliarse.

    «Este proceso demostró nuestra capacidad de hacer que las cosas sucedan, siempre con calidad, innovación y buscando la mejora continua en seguridad. Estoy orgulloso del profesionalismo y la pasión de toda la gente que formó parte de este logro. Sin dudas, eso marca la diferencia y nos inspira a seguir adelante con más fuerza», señaló Bengochea en su posteo en la red social de Microsoft.

     

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