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Autor: Mejor Energía

  • Una fundación le pidió a la jueza Preska evitar el pago del fallo millonario por la estatización de YPF

    Una fundación le pidió a la jueza Preska evitar el pago del fallo millonario por la estatización de YPF

    La batalla legal por la estatización de YPF podría tomar un giro decisivo en los próximos días. El Gobierno argentino y la petrolera estatal tienen hasta mañana para responder ante la jueza de Nueva York, Loretta Preska, en un caso que involucra una posible condena de US$ 16.100 millones.

    Este monto corresponde a la indemnización por la nacionalización de YPF en 2012, y podría ser revocado si se validan los argumentos presentados por la fundación Republican Action for Argentina.

    El plazo otorgado por la jueza, que vence el martes 25 de febrero, marca una posible última oportunidad para que Argentina evite ser obligada a pagar la segunda deuda más grande del país, tras el préstamo de U$S 45.000 millones recibido del FMI durante el gobierno de Mauricio Macri.

    La fundación solicitó la nulidad del fallo y una investigación criminal sobre los actores clave en la nacionalización de YPF. Entre los señalados están Cristina Fernández de Kirchner, ex presidenta de Argentina, y la familia Eskenazi, dueña de la participación mayoritaria en YPF antes de la expropiación.

    Según la denuncia, la familia Kirchner presionó a Repsol en 2008 para que vendiera un 25% de YPF a los Eskenazi, quienes, tras la nacionalización, no pudieron hacer frente a los pagos por su participación y llevaron a la quiebra las empresas del Grupo Petersen.

    Republican Action for Argentina sostiene que Burford y Eton Park, los fondos que demandaron a Argentina, se asociaron con la familia Eskenazi para financiar el litigio a cambio de un porcentaje de la compensación millonaria. Estos fondos adquirieron los derechos de litigio de las sociedades que poseían el 25% de YPF en el momento de su nacionalización.

    El conflicto comenzó tras la decisión del gobierno de Cristina Kirchner en 2012 de expropiar el 51% de las acciones de YPF que pertenecían a la española Repsol, sin ofrecer una compra pública a otros accionistas minoritarios, como el Grupo Petersen.

    La denuncia alegó que el Estado argentino no lanzó la oferta pública de adquisición correspondiente, lo que generó las demandas judiciales internacionales por parte de Burford Capital y Eton Park, quienes adquirieron los derechos de litigio de las sociedades quebradas de los Eskenazi.

    Para los expertos este juicio marca un punto de inflexión para YPF y la Argentina, ya que el fallo definitivo podría obligar a pagar una indemnización millonaria que impactaría gravemente las arcas del Estado.

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  • Cómo impactó la caída de la producción hidrocarburífera en Bolivia en los últimos 20 años

    Cómo impactó la caída de la producción hidrocarburífera en Bolivia en los últimos 20 años

    En los 19 años de vigencia de la Ley de Hidrocarburos Nº 3058, Bolivia recibió más de 63.000 millones de dólares por la explotación de hidrocarburos. De este monto, más de 45.000 millones correspondieron a la participación estatal en la renta petrolera, de los cuales un 47% fue transferido a los gobiernos subnacionales y universidades públicas.

    El informe de la Fundación Jubileo destaca  que «la gestión de estos recursos, tanto en el nivel central como en los gobiernos autónomos regionales, departamentales y municipales, ha sido clave en la distribución y uso de estos ingresos, especialmente entre 2004 y 2014, cuando se vivió un superciclo de precios altos para el gas natural».

    Si se consideran además los ingresos derivados de actividades como los servicios, la refinación y el transporte de hidrocarburos, se observa que, en promedio, cerca del 35% de los ingresos del Gobierno general provino de este sector.

    Sin embargo, desde 2016, la caída en la producción de hidrocarburos ha llevado a una reducción significativa en los ingresos por divisas, impactando directamente en la renta hidrocarburífera del país.

    Uno de los principales problemas identificados en el informe es que la política hidrocarburífera en Bolivia ha dependido en gran medida de un solo recurso no renovable, lo que ha dificultado la atracción de inversión extranjera.

    A pesar de que la Ley de Hidrocarburos original permitía que el Estado se quedara con hasta el 50% de la renta, en la práctica, el Estado ha retenido, en promedio, el 71% de los ingresos, alcanzando el 92% en 2023.

    Este modelo ha fomentado una estructura rentista que, aunque respaldada por demandas sociales y políticas desde principios de 2000, no ha logrado impulsar las inversiones necesarias para garantizar la sostenibilidad a largo plazo del sector.

    «La caída en las inversiones de exploración y la pérdida de mercados para el gas natural han acentuado esta problemática, con una disminución de casi el 70% en la participación estatal en los últimos 10 años», resalta el trabajo.

    Otro aspecto preocupante es la falta de claridad sobre el destino de los recursos obtenidos por YPFB, la empresa estatal petrolera, a través de la participación en las ganancias de los contratos de operación.

    Aunque el Decreto Supremo Nº 28701 de nacionalización generó ingresos significativos para la estatal, no se ha logrado un desarrollo claro de las actividades de exploración y explotación, y la caída en la producción de gas natural y hidrocarburos líquidos ha dejado dudas sobre el uso de estos recursos.

    En este sentido, la Fundación Jubileo propone una serie de reformas en la política hidrocarburífera y energética del país. Entre sus recomendaciones destaca la necesidad de crear una nueva ley sectorial que contemple: regalías departamentales; regalías Nacionales: reformulación del Impuesto Directo a los Hidrocarburos, y la eliminación de la participación adicional de YPFB en los contratos de operación.

    Además indica que la renta hidrocarburífera generada sea destinada a tres fondos: un Fondo de Desarrollo Productivo para gobernaciones y municipios, otro de ahorro y estabilización para enfrentar la volatilidad en los ingresos, y un tercero para la transición energética que apoye la adopción de nuevas tecnologías.

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  • En quince meses la canasta de servicios públicos del AMBA se incrementó 401%

    En quince meses la canasta de servicios públicos del AMBA se incrementó 401%

    En el mes de febrero, un hogar promedio del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), sin subsidios, destinó aproximadamente $136.104 pesos para cubrir sus necesidades energéticas, de transporte y de agua potable.

    Este monto representa una disminución del 6% en comparación con enero de 2025, pero un aumento del 82% respecto al mismo mes del año anterior. El dato surge del último reporte realizado por el Observatorio de Tarifas y Subsidios de la UBA y el CONICET.

    En cuanto a la canasta de servicios públicos, se registró una reducción del 4% en febrero respecto a enero, atribuida principalmente a la disminución estacional del consumo de energía eléctrica. A pesar de ello, este gasto representó el 11,1% del salario promedio registrado en la región.

    Por otra parte, los subsidios económicos en los sectores de energía, transporte y agua han experimentado una disminución significativa del 71% en términos reales, acumulando una reducción nominal del 52% hasta el 18 de febrero de 2025.

    Esta disminución es impulsada principalmente por recortes en el subsidio al transporte (67%) y en el de energía (74%). A su vez, las transferencias a empresas estatales como ENARSA y AYSA no fueron ejecutadas durante el periodo.

    La caída en el gasto en servicios públicos del 6% en febrero se debe a varios factores:

    • Consumo de agua ajustado: Febrero, con solo 28 días, registró un menor gasto en comparación con los 31 días de enero.
    • Estabilidad en el consumo de gas natural: Aunque se ajustaron ligeramente las tarifas (1,5% en cargo fijo y 3% en cargo variable), el consumo se mantuvo constante.
    • Reducción en el consumo de electricidad: A pesar de un incremento en las tarifas (4% en cargo fijo y 2,4% en cargo variable), el gasto eléctrico se redujo un 15% debido a factores estacionales.
    • Aumento en el costo del agua: Este servicio experimentó incrementos en su cuadro tarifario.

    El reporte revela que a largo de los 15 meses entre diciembre de 2023 y febrero de 2024, la canasta de servicios del AMBA aumentó un 401%, mientras que el nivel general de precios se incrementó en un 127%.

    En comparación con febrero de 2024, el gasto total en la canasta de servicios subió un 82%, destacando los aumentos en gas natural (573%) y agua (311%). Por otro lado, la energía eléctrica y el transporte aumentaron un 43% y 37%, respectivamente.

    Asimismo, los hogares en el AMBA siguen recibiendo subsidios que cubren aproximadamente el 50% del costo de los servicios públicos. Sin embargo, esta cobertura varía entre diferentes segmentos de hogares y servicios.

    En particular, los subsidios a la energía representaron el 55% de los subsidios totales y se redujeron un 57% en términos nominales, lo que equivale a una caída real del 74%.

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  • Expertos prevén una «nueva era de la electricidad» a partir del 2027

    Expertos prevén una «nueva era de la electricidad» a partir del 2027

    En un giro sorprendente que contrasta con la tendencia de las últimas dos décadas, la demanda de electricidad en las economías avanzadas está comenzando a experimentar un aumento significativo.

    Este fenómeno, según el último informe de la Agencia Internacional de Energía (AIE), marca un quiebre en el comportamiento que ha caracterizado a los países industrializados desde 2009, cuando la demanda de electricidad, tanto a nivel total como per cápita, se había mantenido relativamente estable o incluso había disminuido, a pesar del crecimiento económico sostenido.

    Según los últimos informes, si bien el consumo total de electricidad en las economías avanzadas se mantuvo casi sin cambios en 2024 en comparación con los niveles registrados en 2021, se espera que estas naciones contribuyan con un 15% al crecimiento global de la demanda eléctrica en el período 2025-2027.

    Este aumento proyectado en la demanda está relacionado con diversos factores, entre los que destacan el uso creciente de nuevas tecnologías de consumo energético.

    Según la AIE, economías como Australia, Canadá, la Unión Europea, Japón, Corea del Sur y Estados Unidos serán las principales responsables de este repunte. En estos países, se prevé que el consumo de electricidad aumente considerablemente hasta 2027, impulsado principalmente por el despliegue y la adopción de tecnologías más demandantes de energía.

    «Uno de los principales motores de este aumento en la demanda es la proliferación de vehículos eléctricos (VE). A medida que los países avanzados siguen adoptando políticas para reducir las emisiones de gases contaminantes y promover una transición hacia una movilidad más sostenible, los vehículos eléctricos están desempeñando un papel cada vez más relevante», señalan.

    Y advierten que este tipo de vehículos no solo contribuye a la descarbonización del sector del transporte, sino que también genera una nueva demanda de electricidad para la recarga de las baterías, lo que aumentará considerablemente el consumo de energía.

    Otro factor a considerar es la expansión de los centros de datos. Con la creciente digitalización de la economía y la sociedad, la demanda de centros de datos para almacenar y procesar grandes cantidades de información está aumentando.

    El informe revela que este cambio en la dinámica del consumo de electricidad en las economías avanzadas podría traer consigo una serie de desafíos, pero también oportunidades.

    «Las autoridades gubernamentales y los actores del sector energético deberán adaptarse a este nuevo escenario, implementando políticas que aseguren un suministro eléctrico adecuado y sostenible para satisfacer la creciente demanda. Además, el aumento de la demanda de electricidad pone de relieve la necesidad urgente de acelerar la transición hacia fuentes de energía renovable y reducir la dependencia de los combustibles fósiles, lo que sigue siendo un objetivo prioritario para muchos países», resumen.

     

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  • YPF alcanzó un nuevo récord de perforación en Vaca Muerta

    YPF alcanzó un nuevo récord de perforación en Vaca Muerta

    El presidente de YPF, Horacio Marín, anunció hoy un nuevo récord de perforación en Vaca Muerta. Informó que en solo 24 horas la compañía llegó a 1747 metros de rama lateral en un pozo no convencional.

    La nueva marca fue alcanzada en el bloque La Angostura sur.

    Marín manifestó que el logro “no habría sido posible sin la implementación de la tecnología más avanzada en el Real Time Intelligence Center, que optimiza cada uno de nuestros procesos en tiempo real”.

    Tal como lo adelantó Mejor Energía en diciembre pasado, la petrolera argentina está concretando un cambio de paradigma en su operación no convencional, donde pone el foco con el grueso de su inversión en upstream: se trata del uso de IA y el análisis de datos en tiempo real, al igual que la toma de decisiones segundo a segundo, que le permiten optimizar su performance en los campos productores de gas y petróleo.

    Marín agradeció por el logro al equipo de Upstream “por su dedicación y esfuerzo. Este resultado nos permite seguir avanzando hacia un futuro energético más competitivo”.

    En diciembre pasado la compañía dio a conocer en su torre de Puerto Madero la puesta en marcha de un nuevo sistema de perforación y análisis de datos a distancia. Con un pulso de medición de 60 variables en todos sus pozos optimiza su desempeño en una perforación cualquiera.

    El objetivo central es la mejora de la productividad y la reducción de costos.

    Con un sistema de perforación predictiva, basado en la información de su historial de pozos, toma las mejores opciones en las extensas ramas laterales. Todo desde su centro de monitoreo en Buenos Aires, donde un equipo de ingenieros y especialistas mantienen contacto segundo con el plantel de trabajadores en cada bloque productor.

    De este modo la empresa busca sumar para ser competitiva en la actualidad pero sobre todo en ese ambicioso camino que ya protagoniza: la ruta exportadora del petróleo no convencional y la producción de gas natural licuado (GNL) junto a un puñado de operadoras que buscan incursionar desde Argentina en el mercado mundial.

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  • La Corte Suprema falló en favor de Neuquén por un reclamo de regalías a YPF

    La Corte Suprema falló en favor de Neuquén por un reclamo de regalías a YPF

    La Corte Suprema de Justicia avaló la orden la orden del Tribunal Superior de Justicia de Neuquén contra la petrolera YPF de pagar más de $55 millones en concepto de regalías por hidrocarburos a la provincia, en una medida que no tendrá otra instancia de apelación.

    YPF llegó a la Corte Suprema a través de recursos extraordinarios, en queja, en donde la firma ahondó en su posición sobre la pretensión fiscal y cuestionó las decisiones anteriores. El máximo tribunal desestimó los planteos por falta de sentencia definitiva, informó el tribunal.

    Así lo dispusieron los jueces Horacio Rosatti, Carlos Rosenkrantz y Ricardo Lorenzetti, quienes rechazaron la apelación realizada por la petrolera contra fallos provinciales que daban la razón al gobierno de Neuquén en su reclamo de regalías por gas extraído en la provincia.

    El origen de la causa se remonta a la producción de gas en el área Chihuido de la Sierra Negra, parte del cual era destinado por la compañía operadora a la generación de energía eléctrica con una central dentro del mismo yacimiento.

    La divergencia se fio en que YPF defendía que esa producción no debía estar gravada con regalías cuando se consume para la operación de ese yacimiento, mientras que la provincia argumentaba que esa electricidad era inyectada en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) para que YPF la tome en otro nodo para su uso.

    Es que más allá del punto de origen de generación, el sistema eléctrico nacional permite tomar como propia o comercializar a terceros esa energía en cualquier lugar de la red en todo el país, y en el caso de la petrolera en cualquiera de sus operaciones de en Mendoza, Chubut o Santa Cruz.

    En esa discusión, Neuquén argumentó que ese gas debí pagar regalías, y así lo manifestó en las causas 856/2020, 858/2020, 229/2021 y 1644/2021, en las cuales formuló su argumentación del reclamo contra YPF, exclusivamente por el pago de regalías de Chihuido de la Sierra Negra.

    Los montos que se ponían en juego en el litigio ascienden a $22.728.479, $552.081, $32.091.224 y $256.077, correspondientes a diferentes períodos fiscales reclamados, más los intereses resarcitorios.

    YPF había rechazado oportunamente los términos de la demanda y argumentado que el gas reclamado por la provincia fue utilizado exclusivamente para generar energía en una central propia con destino al consumo en yacimientos propios, por lo que no correspondía el pago de regalías.

    La petrolera que tiene la mayor actividad y nivel de inversión en la provincia y en particular en Vaca Muerta, invocó el precedente Chevron y planteó la inconstitucionalidad de leyes locales, en particular el artículo 62 de la norma 2453 y los artículos 12 y 13 de la ley 1926 que permiten iniciar la ejecución fiscal sin haber constatado la deuda.

    También reclamó convocar a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) para confirmar que el gas extraído había sido destinado a generar energía en la central Lomitas y esa energía fue incorporada a MEM. Eso, afirmó, no implicaba necesariamente una venta.

    El juez de primera instancia rechazó el planteo de excepción que hizo la empresa y ordenó la ejecución. La Sala I de la Cámara de Apelaciones en lo Civil, Comercial, Laboral y de Minería de la I Circunscripción Judicial de Neuquén desestimó el recurso de YPF.

    La Sala Civil del Tribunal Superior de Justicia de la Neuquén declaró inadmisibles los recursos de apelación, por entender que no se había demostrado un gravamen de imposible o dificultosa reparación ulterior, que la firma había hecho un relato parcial y subjetivo del caso y que no se había cumplido con el requisito de la fundamentación suficiente.

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  • Weretilneck: «El oleoducto Vaca Muerta Sur se hace respetando a los rionegrinos o no se hace»

    Weretilneck: «El oleoducto Vaca Muerta Sur se hace respetando a los rionegrinos o no se hace»

    El Gobierno de Río Negro exige la contratación de trabajadores locales en la construcción del Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) e intimó a las empresas involucradas para que cumplan con el mínimo de mano de obra local y el compre rionegrino.

    El gobenador Alberto Weretilneck señaló a las compañías Sacde e YPF que llevan adelante el proyecto VMOS, un oleoducto que conectará los yacimientos de Vaca Muerta en Neuquén con un puerto de exportación en el Golfo San Matías. «Si no se respeta el derecho de los trabajadores rionegrinos, la obra no avanzará», advirtió el mandatario.

    «No puede ser que del total detrabajadores en el obrador de Villa Regina, sólo el 30% fueran rionegrinos. Es una vergüenza que eso suceda y no lo permitiremos», expresó Weretilneck. «Que nadie se confunda aquí: el oleoducto se hace respetando a los rionegrinos o no se hace», afirmó.

    Mientras tanto, haciéndose eco del reclamo a nivel político, la UOCRA realizó una protesta a la altura de Chinchinales en uno de los frentes de obra, impidiendo el ingreso de trabajadores foráneos. La medida estuvo liderada por la Seccional Villa Regina del gremio de la construcción, sin afectar el tránsito po la Ruta 22.

    En Cipollettiel jueves último, una audiencia reunió a la Secretaria de Trabajo, María Martha Aviléz; el Secretario de Relaciones Institucionales, Mario Figueroa; y representantes del consorcio Techint-Sacde y de YPF. La figura de VMOS es una empresa de la que forman parte las grandes productoras de Vaca Muerta.

    Los funcionarios provinciales exigieron el cumplimiento de las normativas vigentes que establecen que el 80% de los trabajadores deben ser rionegrinos, luego de haberse detectado que la gran mayoría de los trabajadores registrados en el obrador de Villa Regina no son de la provincia.

    Los funcionarios reclamaron la implementación del Compre Rionegrino, que establece la prioridad de los comercios de la provincia como proveedores de bienes y servicios que utilizan las empresas encargadas de la obra. En este marco, se exigió la inmediata regularización de las normativas. Los directivos de las empresas reconocieron la situación de anomalía y se comprometieron a enmendar la situación en un plazo inmediato.

    Luego del encuentro, Weretilneck fue tajante: «No vamos a permitir que vengan de otros lugares a ocupar los puestos que le pertenecen a nuestros comprovincianos. Las reglas de juego son claras y las empresas saben que deben cumplirlas. No vamos a dejar que hagan lo que quieran. Esta es una obra que tiene que beneficiar a los rionegrinos, en este caso, los trabajadores de la UOCRA».

    «Que nadie se confunda aquí: el oleoducto se hace con un mínimo del 80% de trabajadores rionegrinos o no sea hace», aseguró el Gobernador de Río Negro.

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  • Neuquén comenzó el 2025 con un salto en la producción de gas y una leve baja en el crudo

    Neuquén comenzó el 2025 con un salto en la producción de gas y una leve baja en el crudo

    En enero de 2025, la provincia de Neuquén registró un crecimiento en la producción de gas, alcanzando un incremento del 12,38% en comparación con diciembre de 2024.

    Este aumento se traduce en una producción diaria de 92,42 millones de metros cúbicos (MMm³/d), lo que también representa un 12,89% más en relación con enero de 2024. 

    Por otro lado, la producción de petróleo en la provincia se situó en 462.641 barriles diarios (bbl/d) durante el mismo mes, lo que representa una leve disminución del 1,03% respecto a diciembre de 2024, cuando la provincia había alcanzado un récord histórico de producción, con 467.461 bbl/d en promedido gracias a la aceleración del segmento no convencional.

    Sin embargo, al observar la comparación interanual, se destaca un aumento del 23,41% en la producción acumulada anual en comparación con enero del año pasado. 

    De acuerdo al gobierno provincial, las áreas que más contribuyeron al crecimiento de la producción de gas son Fortín de Piedra, Rincón del Mangrullo, Loma La Lata-Sierra Barrosa, Aguada de La Arena y Aguada Pichana Este. Estas áreas son reconocidas por su alta productividad y su capacidad para satisfacer la creciente demanda energética del país.

    Es importante destacar que la extracción no convencional representa un 95,17% de la producción total de petróleo y el 87,80% de la producción de gas en Neuquén.

    El crecimieto en la producción no convencional reafirma el papel estratégico de los hidrocarburos neuquinos en el abastecimiento energético del país, consolidando a Neuquén como un motor clave para el desarrollo económico y energético de Argentina.

    El salto y el sostenimiento de los indicadores de producción juega un papel crucial en la transición energética del país. Con la creciente necesidad de fuentes de energía más limpias y sostenibles, Neuquén se posiciona, en el caso del gas, como un actor fundamental en la búsqueda de un equilibrio entre el desarrollo energético y la sostenibilidad ambiental.

    Asimsimo, el gobierno provincial y las empresas del sector están trabajando en conjunto para fomentar la inversión en infraestructura y tecnología que permita maximizar la producción y minimizar el impacto ambiental. 

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  • Salta se une al mapa global del litio: Eramine concreta su primera exportación

    Salta se une al mapa global del litio: Eramine concreta su primera exportación

    La empresa Eramine, del grupo francés Eramet, marcó un nuevo hito en la industria minera al concretar la primera exportación de carbonato de litio producido en la provincia de Salta, un recurso clave para la transición energética global.

    La compañía informó este jueves que se trata del envío de 40 toneladas de carbonato de litio se realiza a través del Puerto de Rosario, tras completar un trayecto logístico de 1.580 kilómetros desde el salar Centenario-Ratones.

    Del impacto del proyecto no sólo se destaca su perfil exportador, sino que del total de los US$ 870 millones invertidos por Eramine, aproximadamente 318 millones se destinaron a proveedores argentinos, beneficiando a más de 260 empresas locales de diferentes tamaños.

    En el país hay actualmente 38 proyectos en cartera que tienen como mineral principal el litio, la gran mayoría en etapa de exploración avanzada, situación que posiciona a la Argentina entre los principales productores mundiales del mineral, y con importante proyección.

    En ese mapa, la provincia con más cantidad de iniciativas es Salta, donde avanzan 17 yacimientos en distintos grados de progreso. Actualmente, tiene dos iniciativas en construcción, tres en evaluación económica preliminar, diez en exploración avanzada y dos en factibilidad. 

    “Haber alcanzado este hito marca el inicio de una nueva etapa para nuestra empresa y para la provincia. Seguimos avanzando en el desarrollo de un modelo industrial sustentable y rentable, con altos estándares de seguridad y tecnología de vanguardia”, destacó Alejandro Moro, CEO de Eramine al dar a conocer a la prensa el primer embarque.

    El proyecto está ubicado a 4.000 metros de altitud en el Salar Centenario Ratones, dentro del departamento de Los Andes, y representa una de las inversiones más significativas en la industria del litio en Argentina. Su producción, obtenida a partir de salmuera extraída del propio salar, está destinada a la exportación y contribuirá al abastecimiento global de minerales estratégicos.

    Por su parte, el desarrollo del proyecto ha impulsado la generación de puestos de trabajos directos e indirectos, empleando, en su gran mayoría, mano de obra proveniente de Salta, fortaleciendo así el impacto positivo en la economía regional.

    Para garantizar la seguridad y trazabilidad del transporte, todos los camiones cuentan con un sistema de monitoreo en tiempo real, para cumplir con parámetros de eficiencia y estándares operativos y de seguridad de la industria.

    La planta se destaca de las otras instaladas por su proceso de producción basado en el método de extracción directa (DLE), lo que le permite lograr un rendimiento de más del 90% y un tiempo de producción de una semana, en contraste con los proyectos convencionales que dependen de piscinas de evaporación en salmuera y no superan el 50% de eficacia en la extracción del litio.

    El inicio de la producción se concretó en noviembre, pero el proceso de aceleración de la producción recién permitirá alcanzar plena capacidad a mediados de 2025. La Fase 1 producirá 24.000 t/año de carbonato de litio grado batería, equivalente a las necesidades de 600.000 vehículos eléctricos/año.

    El Consejo de Administración de Eramet aprobó oportunamente la inversión para una segunda planta en Centenario, que representa 30.000 t/año adicionales. Esta aprobación sigue sujeta a la obtención de los permisos de construcción, así como a la aplicación del nuevo régimen fiscal de inversión para grandes inversiones a nivel federal, ya que este régimen mejoraría las condiciones económicas y de financiación de la Fase 2.

    En octubre último, Eramet anunció que recuperaba la plena propiedad de su emblemático negocio de litio del Proyecto Centenario con la adquisición de la participación de china Tsingshan (49,9%) en Eramine Sudamericana por un impacto neto en efectivo de US$ 699 millones.

    Con esta transacción, el grupo volvió a poseer el 100% de su filial argentina, tras el funcionamiento de una planta piloto in situ desde finales de 2019. Hoy, Eramet decidió asignar estratégicamente capital para recuperar la propiedad total en el proyecto Centenario, lo que le permitirá controlar plenamente el desarrollo en curso del recurso de clase mundial.

    Eramet posee concesiones mineras en los salares de Centenario y Arizaro, en Argentina, algunos de los mayores y más atractivos yacimientos de salmueras de litio del Triángulo del Litio.

    Los recursos minerales drenables totales de Centenario ascienden a más de 15 Mt de carbonato de litio equivalente (LCE), con una concentración media de 407 mg/L de litio contenido en la salmuera, lo que sustenta una capacidad de producción a largo plazo estimada actualmente en más de 75 Kt-LCE.

    Inaugurada el 3 de julio pasado, la planta tiene una capacidad nominal de 24 kt-LCE/año (equivalente a las necesidades de 600.000 vehículos eléctricos/año) y sus instalaciones de procesamiento altamente automatizada, utilizará una de las tecnologías más avanzadas de extracción directa de litio. 

    A tono con la industria, la empresa francesa confía en las perspectivas a largo plazo del litio, un metal clave en la tecnología de baterías para el creciente mercado de vehículos eléctricos. Según las últimas previsiones, la demanda del mercado del litio debería casi duplicarse cada cinco años en los próximos 20 años.

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  • Naturgy presentó su plan estratégico 2025-2027 con un incremento del 10% en sus inversiones

    Naturgy presentó su plan estratégico 2025-2027 con un incremento del 10% en sus inversiones

    Naturgy cierra 2024 con resultados sólidos y lanza su nuevo Plan Estratégico 2025-2027, que contempla un incremento del 10% en inversiones, alcanzando los 6.400 millones de euros.

    El plan refuerza el enfoque en energías renovables y redes de distribución, consolidando su compromiso con la transición energética y la sostenibilidad, mientras proyecta un beneficio neto anual promedio de 1.900 millones de euros.

    De esta manera, la empresa busca consolidar su crecimiento y acelerar la transición energética. Tras un 2024 de resultados sólidos, con un beneficio neto de 1.900 millones de euros y un EBITDA de 5.365 millones, la compañía se prepara para un trienio de expansión, con un incremento del 10% en las inversiones, que alcanzarán los 6.400 millones de euros.

    «Este ambicioso plan, que tiene como objetivo fortalecer las infraestructuras energéticas y avanzar en el desarrollo de proyectos de energías renovables, supone un cambio significativo en la estrategia de Naturgy, adaptándose a un contexto económico marcado por la volatilidad de los precios energéticos», explican desde la compañía.

    El presidente ejecutivo de Naturgy, Francisco Reynés, destacó los resultados obtenidos en 2024, en un entorno complicado con una caída de los precios energéticos del 30%.

    A pesar de las dificultades externas, la compañía mantuvo su beneficio neto en 1.900 millones de euros, similar al de 2023, y alcanzó un EBITDA de 5.365 millones. Las inversiones realizadas durante el año ascendieron a 2.280 millones de euros, centradas en el refuerzo de las infraestructuras de gas y electricidad, fundamentales para la transición energética.

    El Plan Estratégico  se centra en dos pilares fundamentales: las redes de distribución y las energías renovables. Del total de los 6.400 millones de euros previstos en inversiones, el 50% se destinará a la modernización de las redes y el 30% a proyectos renovables.

    Además, se concentrará un 75% de las inversiones en España, lo que refleja la importancia del mercado local en la estrategia de la empresa.

    El beneficio neto medio anual previsto durante el periodo 2025-2027 se mantendrá en torno a los 1.900 millones de euros, con un EBITDA de 5.300 millones de euros al año. Este nuevo plan también contempla una política de dividendos progresiva, con una retribución al accionista que pasará de 1,6 euros por acción en 2024 a 1,9 euros en 2027.

    Naturgy también ha reiterado su compromiso con la sostenibilidad y la reducción de su huella de carbono. En 2024, la compañía logró reducir en un 27% su huella de carbono respecto al año base 2017, y continuará trabajando para alcanzar sus objetivos de sostenibilidad, que incluyen un 40% de mujeres en puestos directivos y la ampliación de sus exigentes estándares ambientales en toda su cadena de suministro.

    En cuanto a la gestión de su capital, la empresa propondrá una OPA voluntaria para adquirir hasta el 10% de su capital social con el objetivo de restablecer un nivel adecuado de «free float» y regresar a los principales índices bursátiles, como los de la familia MSCI. Esta operación también permitirá optimizar la flexibilidad financiera de la empresa.

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