Autor: Mejor Energía

  • IMPSA: Arc Energy adquiere la totalidad de las acciones de la empresa de Mendoza

    IMPSA: Arc Energy adquiere la totalidad de las acciones de la empresa de Mendoza

    IMPSA, la emblemática empresa mendocina, ha cambiado de manos, y Arc Energy es ahora el nuevo propietario tras el traspaso accionario.

    El proceso, que comenzó en octubre de 2024 con una licitación nacional e internacional, concluye con la firma del acuerdo que da al capital privado el control mayoritario de la compañía.

    Este traspaso es clave no solo para reactivar a la empresa, sino también para saldar sus deudas y retomar su lugar en los mercados internacionales, como explicó la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre.

    La operación también implica un importante cambio para los empleados, quienes enfrentaron dificultades salariales durante la transición. Sin embargo, la nueva administración se compromete a un plan de eficiencia, no solo en la reducción de costos, sino también en el mantenimiento de la plantilla laboral.

    Con una inversión de capital en IMPSA, se espera una recuperación de contratos y una mayor estabilidad financiera, lo que garantizaría la continuidad de su personal.

    «El traspaso accionario de IMPSA a Arc Energy pone en marcha una nueva etapa para la histórica empresa mendocina. Con una inversión y un plan de eficiencia, el objetivo es capitalizar la firma, reactivar sus operaciones y recuperar su posicionamiento en los mercados internacionales», explicaron desde el gobierno mendocino.

    Luego de un largo proceso que comenzó en octubre de 2024, el traspaso accionario de la emblemática empresa mendocina a la firma estadounidense Arc Energy se concretó este martes. La operación culminó con la venta del paquete accionario que pertenecía al FONDEP (63,7%) y a la provincia de Mendoza (21,2%), dejando la compañía en manos del capital privado.

    Latorre destacó la importancia de este paso, no solo por el regreso de la mayoría del paquete accionario al sector privado, sino también por la capitalización de la empresa. “Este traspaso no solo es clave para la reactivación de la firma, sino también para saldar las deudas que arrastra IMPSA y posicionarla nuevamente en el mercado internacional”, explicó la funcionaria.

    La provincia, por su parte, ha dejado claro que no busca beneficiarse económicamente de la transacción, sino asegurar la reactivación de la compañía y sus operaciones.

    Uno de los puntos críticos que acompañaron la privatización fue la deuda acumulada por la empresa, que generó incertidumbre, especialmente en cuanto al pago de salarios de los empleados. Latorre subrayó que, gracias a la capitalización y la nueva administración, estos inconvenientes salariales han sido resueltos y el pago de sueldos se ha regularizado.

    «El nuevo inversor tiene un plan de desarrollo y eficientización que no implica necesariamente recortes de personal, sino optimizar el funcionamiento de la empresa para cumplir con los contratos y mantener el empleo», agregó.

    El plan de Arc Energy, que tiene como principal objetivo asegurar la estabilidad de la firma, contempla también el cumplimiento de los compromisos contractuales previos y la recuperación de los contratos perdidos.

    “Este flujo de fondos permitirá a IMPSA cumplir con sus compromisos y continuar produciendo equipos y componentes clave para la industria energética argentina, como reactores, turbinas y grúas”, comentó Latorre.

    En cuanto a la situación de los empleados, la ministra resaltó que los inconvenientes salariales han quedado atrás, con los pagos al día, incluidos el aguinaldo y salarios adeudados. Además, aseguró que la empresa tiene un cronograma claro de desembolsos para los próximos meses, lo que ofrece una visión de estabilidad y previsibilidad.

    «Hoy mismo, el primer desembolso fue de casi 7,75 millones de dólares, lo que refuerza la confianza en el proceso de capitalización», indicó.

    IMPSA, que ha trabajado en proyectos clave para el país como la construcción de turbinas para hidroeléctricas y reactores para YPF, se prepara para recuperar su liderazgo en la industria energética. 

     

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  • Litio: Ganfeng Lithium inauguró una planta de U$S 1.100 millones

    Litio: Ganfeng Lithium inauguró una planta de U$S 1.100 millones

    Ganfeng Lithium fortalece su presencia en Salta con una planta de procesamiento de litio de última generación. Con una inversión de U$S 1.100 millones y una capacidad de producción de 20.000 toneladas anuales, la planta en General Güemes genera 600 empleos directos y reafirma el liderazgo de Argentina en la industria global del litio.

    La empresa china es uno de los principales actores en la producción de litio a nivel mundial. Durante los 30 meses de construcción, el proyecto generó 4.579 empleos, reflejando su impacto directo en la economía regional. En la fase de producción, se crearán 600 nuevos puestos de trabajo directos, de los cuales un 80% serán ocupados por trabajadores locales.

    «El desarrollo de esta planta es un paso estratégico para consolidar a Argentina como una potencia mundial en la producción de litio», afirmaron desde Ganfeng Lithium.

    El litio que procesará la planta provendrá del Proyecto Mariana, ubicado en el Salar de Llullaillaco, también en Salta, un área que ha sido reconocida por su gran potencial en la producción de este mineral.

    El proyecto Mariana contará con un parque solar off-grid de 120 MW y un sistema de almacenamiento de baterías de 288 MWp, lo que garantizará un suministro energético sostenible para las operaciones de la planta. Además, se planea una expansión futura con la instalación de paneles solares adicionales y una mayor capacidad de almacenamiento.

    Además de los 600 empleos directos que se crearán durante la fase de producción, la planta de Ganfeng también ha tenido un impacto significativo en las economías locales y regionales.

    Durante la construcción, la empresa trabajó con 345 empresas locales y regionales, lo que ha fortalecido el tejido empresarial de Salta.

    «En Ganfeng nos enorgullece trabajar con empresas locales, ya que creemos que el desarrollo económico debe ser inclusivo y beneficiar a toda la comunidad», comentó un ejecutivo de la compañía.

    La planta de Ganfeng en Salta se suma a otros desarrollos estratégicos de la empresa en Argentina, que incluyen proyectos en Pozuelos–Pastos Grandes, Incahuasi-Arizaro, Pastos Grandes y Sal de la Puna.

    Ganfeng Lithium, fundada en el año 2000, se ha consolidado como el principal productor mundial de metales de litio y el segundo mayor productor de compuestos de litio.

    Con operaciones en China, Australia, Irlanda, México y Mali, Ganfeng cuenta con una cadena de producción integrada que le permite abarcar todos los aspectos del proceso, desde la extracción del mineral hasta la producción de compuestos utilizados en baterías y otros productos.

     

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  • Energía lanza licitaciones para fortalecer el sistema eléctrico del AMBA

    Energía lanza licitaciones para fortalecer el sistema eléctrico del AMBA

    La Secretaría de Energía de la Nación anunciará en los próximos días la licitación de dos proyectos clave para mejorar el sistema eléctrico en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

    Estas iniciativas buscan atender la alta demanda en una región que concentra cerca del 40% del consumo nacional y enfrenta riesgos constantes de cortes de luz debido a la desinversión acumulada durante décadas.

    María Tettamanti, titular de esa cartera, firmará la convocatoria para construir centros de almacenamiento de energía que podrían proporcionar una potencia de hasta 500 megawatts (MW).

    Este sistema funcionará como una reserva que se activará en momentos de crisis, mientras se amplía la capacidad de generación. La obra, inédita en el país, estará garantizada por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) y requerirá acuerdos con las distribuidoras Edesur y Edenor. La implementación de estos centros tomará entre 12 y 18 meses.

    El segundo proyecto, denominado “AMBA I”, consiste en la construcción de una línea de alta tensión desde Vivoratá a Plomer, con una estación transformadora en Plomer, y líneas adicionales hacia Ezeiza y Atucha. Esta obra, con una inversión estimada de U$S 1.000 millones, está pendiente de un acuerdo sobre su financiamiento, luego de que la Casa Rosada descartara un cargo extra en las boletas de los usuarios.

    El anuncio de las licitaciones en el AMBA se produce en medio de reclamos desde el interior del país, especialmente de Santa Fe y Córdoba. Los gobernadores Maximiliano Pullaro y Martín Llaryora enviaron una carta al jefe de Gabinete, Guillermo Francos, solicitando obras para el sistema de transporte de 500 kV en sus provincias. Este plan, con un costo total de U$S 900 millones, incluye el Proyecto Diamante-Charlone (U$S 600 millones) y el Proyecto Santo Tomé-San Francisco-Malvinas (U$S 300 millones).

    Según los mandatarios provinciales, estas obras permitirían mejorar la capacidad de transporte, captar inversiones para proyectos renovables y térmicos, y reducir el riesgo de colapsos en múltiples nodos del sistema eléctrico. Además, la construcción de circuitos alternativos fortalecería la red, garantizando un suministro de energía más confiable y versátil.

    En las últimas semanas el norte del país sufrió interrupciones diarias de servicio debido a las altas temperaturas que han puesto a prueba la red eléctrica. Un reciente colapso en el sistema fue causado por la interrupción del suministro desde Brasil, aunque se restableció rápidamente.

    No obstante, las autoridades señalan que la situación en el AMBA sigue siendo prioritaria, especialmente durante el consumo pico entre el mediodía y las cuatro de la tarde, cuando el uso de aire acondicionado eleva la demanda a niveles críticos.

     

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  • El proyecto de cobre Los Azules solicitó la adhesión al RIGI para una inversión inicial de US$ 227 millones

    El proyecto de cobre Los Azules solicitó la adhesión al RIGI para una inversión inicial de US$ 227 millones

    La minera canadiense McEwen Mining anunció este miércoles que su subsidiaria en la Argentina Andes Corporación Minera, solicitó a las autoridades del Gobierno nacional la adhesión del proyecto de cobre Los Azules en el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones de Argentina (RIGI), vigente desde mediados de 2024.

    El proyecto Los Azules, considerado uno de los proyectos de cobre sin desarrollar más grandes del mundo, implica una inversión estimada actualmente en US$ 2.700 millones, de los cuales US$ 227 millones fueron comprometidos bajo el RIGI para completar el estudio de factibilidad, realizar exploraciones adicionales y trabajos preliminares a fin de lograr que el proyecto esté listo para iniciar la construcción.

    Los Azules está ubicado en el departamento sanjuanino de Calingasta, a 3600 metros sobre el nivel del mar, sobre la cordillera frontal en el Cordón de Los Azules, de donde toma su nombre, y a 129 kilómetros de Villa Calingasta, a 250 kilómetros de la ciudad de San Juan y a 3 kilómetros del límite con Chile.

    Sus recursos actuales de cobre se estiman en 10.200 millones de libras con una ley de 0,48% Cu (categoría indicada) y 19.300 millones de libras adicionales con una ley de 0,33% Cu (categoría inferida), lo que significa que con lo ya encontrado tiene para casi unos 30 años de operación.

    McEwen Mining Inc. es una empresa productora de oro y plata con operaciones en Nevada-Estados Unidos, Canadá, México y Argentina. La compañía es propietaria del 46,4% de McEwen Copper, encargada de desarrollar el gran proyecto de cobre Los Azules, en fase avanzada, la que aspira a convertirse en la primera mina regenerativa de cobre de Argentina.

    Las acciones de McEwen Mining cotizan en la Bolsa de Nueva York (NYSE) y en la Bolsa de Toronto (TSX) con el símbolo «MUX».

    La compañía comunicó a sus accionistas y al mercado en general que se estima una inversión adicional de US$ 2.500 millones para la construcción de la mina en la provincia de San Juan y las instalaciones de producción como una ampliación futura del proyecto RIGI.

    Así, una vez que la autoridad nacional apruebe la adhesión de Los Azules al RIGI, el proyecto tendrá acceso a beneficios como la reducción del 35% al 25% en la tasa de impuesto a las ganancias corporativas, alivio del pago del impuesto al valor agregado durante la construcción, exención de los derechos de exportación y exclusión de la obligación de ingresar el resultado de las exportaciones al país, además de estabilidad por 30 años y acceso a arbitraje internacional.

    Tras darse a conocer la solicitud, Robert McEwen, presidente y principal propietario de McEwen Mining, afirmó que la «Argentina vuelve a abrir sus puertas a la actividad empresarial. La introducción del RIGI proporciona tanto estabilidad como incentivos para las inversiones en infraestructuras a gran escala”.

    “Así -continuó- lo demuestran las recientes e importantes transacciones en el sector minero de Argentina, todas ellas destinadas a mejorar el nivel de vida de los argentinos y a ofrecer una rentabilidad razonable a los inversores”

    Por su parte, Michael Meding, vicepresidente y gerente general de McEwen Copper, y gerente general del Proyecto agregó que «Los Azules, uno de los 10 proyectos de cobre más importantes por el volumen de sus recursos, ha realizado avances sustanciales en los últimos años. La reciente aprobación del permiso medioambiental para la construcción y explotación marca un hito significativo. El RIGI representa un avance clave para Argentina, puesto que mejora el acceso al capital para la ejecución de proyectos vitales de infraestructura”.

    En los próximos pasos previstos hacia la factibilidad y la construcción, la compañía señaló que con la aprobación de la EIA, el próximo estudio de factibilidad previsto para el primer semestre de 2025 y la aprobación de la solicitud de adhesión al RIGI, Los Azules tiene el potencial de comenzar la construcción a principios de 2026.

    Según ese cronograma, el avance del proyecto permitirá “fortalecer la posición de McEwen Copper a la vanguardia de la minería sostenible” y como un importante impulsor del desarrollo económico y social en San Juan

    Los Azules fue clasificado entre los 10 mayores yacimientos de cobre sin explotar del mundo por la revista Mining Intelligence y está siendo diseñado para ser marcadamente diferente de una mina de cobre convencional, ya que consumirá mucha menos agua, tendrá emisiones de carbono mucho más bajas, se encaminará hacia la neutralidad de carbono en 2038 y estará alimentado por electricidad 100% renovable una vez en funcionamiento.

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  • Cómo es el impacto de la Cuenca Neuquina en la producción de petróleo y gas en Argentina

    Cómo es el impacto de la Cuenca Neuquina en la producción de petróleo y gas en Argentina

    En 2024, la producción de petróleo en Argentina alcanzó los 716.000 barriles diarios, con un notable crecimiento del 9,9% respecto al año anterior. La producción no convencional, especialmente en la cuenca Neuquina, destacó con un incremento del 27,4%, mientras que la producción convencional experimentó una disminución del 5,5%.

    Las exportaciones de crudo también fueron destacadas, promediando los 187.000 barriles diarios, cifra no registrada en las últimas dos décadas, aunque aún por debajo del pico alcanzado en 1997.

    El informe de Economía & Energía (E&E) dirigido por Nicolás Arceo, subraya que, a pesar de las restricciones en la capacidad de evacuación de la cuenca Neuquina, en diciembre de 2024 las exportaciones de crudo alcanzaron los 283.000 barriles diarios. Se espera que la finalización del programa de duplicación de Oldelval impulse aún más las exportaciones que el año pasado alcanzaron los U$S 5.473millones .

    En términos interanuales, las exportaciones de crudo se expandieron un 39% en 2024, donde más del 80% de esas ventas provino de la cuenca Neuquina.

    Entre los principales indicadores del informe de E&E figura que la producción de crudo procesado en las refinerías locales también experimentó un ligero aumento en 2024, con un incremento del 0,4% en comparación con el año anterior.

    Las refinerías operaron prácticamente a plena capacidad, alcanzando los 538.000 barriles diarios en diciembre. Este aumento en el procesamiento se refleja en un crecimiento de la producción de combustibles derivados, con las naftas y el gasoil registrando aumentos interanuales de 1,3% y 1,1%, respectivamente.

    Sin embargo, a pesar de la expansión en la producción, las ventas de naftas y gasoil experimentaron una disminución, registrando caídas del 6,3% y del 4,8% respectivamente. Este descenso en las ventas podría estar relacionado con la desaceleración de la demanda interna y las dificultades económicas que enfrenta el país.

    YPF, la principal empresa del sector energético argentino, mantuvo su liderazgo en el mercado, con una participación del 56% en las ventas totales de naftas y gasoil.

    Además, se destacó un incremento en los precios de estos combustibles, que aumentaron un 15,4% en dólares para las naftas y un 8,5% para el gasoil. Estos incrementos reflejan tanto el contexto inflacionario del país como los ajustes necesarios para cubrir los costos operativos y de producción.

    En cuanto al gas natural, 2024 fue un año positivo para la producción, con un crecimiento general del 5,1%. La producción convencional de gas disminuyó un 6,6%, mientras que la producción no convencional, especialmente en shale gas, creció un 20,3%.

    Este aumento en la producción local permitió reducir las importaciones de gas natural, que cayeron un 42% en comparación con 2023.

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  • Vaca Muerta: cinco áreas concentran el 66% de la producción de shale gas

    Vaca Muerta: cinco áreas concentran el 66% de la producción de shale gas

    Neuquén es la protagonista de la producción de gas. Ser la provincia cabecera de Vaca Muerta la ubica en el podio tanto de petróleo y, pese a las limitaciones de transporte, del gas no convencional. Hay cinco áreas que acaparan el 66% de la producción de shale gas, tomando como referencia diciembre del 2024.

    La consultora Economía y Energía (E&E), que encabeza Nicolás Arceo, destaca en un informe que la producción de gas natural en Argentina llegó a los 124 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) en diciembre último, que si bien es una disminución contra noviembre, debido a la menor demanda por el verano, si es un crecimiento interanual del 8,8%.

    Esta suba tiene como explicación el boom del shale gas. Mientras que la producción convencional, principalmente de yacimientos maduros y el offshore austral, creció un 0,7%, el gas no convencional dio un salto del 20,1%; es decir, Vaca Muerta aportó 61 MMm3/d al total del gas argentino. El tight gas, otro recurso no convencional, cayó en un año 3,6% aunque aportó nada menos que 15 MMm3/d.

    El desarrollo de gas no convencional de Vaca Muerta más importante es Fortín de Piedra. Si bien en épocas de verano tiene una producción de entre 10 y 11 MMm3/d, en el invierno ha llegado a los 24 MMm3/d en sus picos. El yacimiento lo opera Tecpetrol, del Grupo Techint, y fue una apuesta de más de u$s 2500 millones de dólares de 2017 que terminó por transformar el mercado del upstream en la ventana del gas.

    Pan American Energy tiene otro de los bloques productores de shale gas más destacados de Neuquén y el país. En Aguada Pichana Oeste (APO) la producción ronda los 9 MMm3/d en el verano, pero en el invierno supera los 11 MMm3/d. El proyecto de la empresa administrada por la familia Bulgheroni mira hacia el futuro, con el acuerdo con Golar y otras compañías, entre ellas YPF, para consolidar una producción que permita la exportación de GNL a través del Golfo San Matías, en Río Negro.

    Aguada Pichana Este (APE) es otra de las áreas que hacen brillar a Vaca Muerta con su gas. Está operada por TotalEnergies, la compañía francesa que busca objetivos de negocio de descabonización y por eso apuesta fuerte al gas (tanto en Neuquén como en el offshore de Tierra del Fuego). Este año tuvo una actividad de entre 10 y 11 MMm3/d y en diciembre último incrementó su producción estival a 9 MMm3/d.

    El bloque más prometedor para los próximos años es La Calera. La producción fue creciente de diciembre de 2023 a diciembre de 2024: pasó de 4 MMm3/d a 9 MMm3/d. La particularidad es que Pluspetrol como operador se adecuó a la demanda con inversiones en infraestructura. Se espera que también sea un jugador importante en el shale oil luego de la compra de los activos de ExxonMobil en Rincón de los Sauces, al norte de la provincia.

    Por último, Pampa Energía aparece con Sierra Chata, un bloque en el que viene trabajando con fuerza con varios pozos dirigidos a Vaca Muerta con grandes resultados en la ventana del gas no convencional. De acuerdo al reporte de E&E, la empresa de Marcelo Mindlin tuvo una producción constante de entre 10 y 11 MMm3/d, bajando en el verano a 9 MMm3/d.

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  • Vaca Muerta: cinco áreas concentran el 66% de la producción de shale gas

    Vaca Muerta: cinco áreas concentran el 66% de la producción de sale gas

    Neuquén es la protagonista de la producción de gas. Ser la provincia cabecera de Vaca Muerta la ubica en el podio tanto de petróleo y, pese a las limitaciones de transporte, del gas no convencional. Hay cinco áreas que acaparan el 66% de la producción de shale gas, tomando como referencia diciembre del 2024.

    La consultora Economía y Energía (E&E), que encabeza Nicolás Arceo, destaca en un informe que la producción de gas natural en Argentina llegó a los 124 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) en diciembre último, que si bien es una disminución contra noviembre, debido a la menor demanda por el verano, si es un crecimiento interanual del 8,8%.

    Esta suba tiene como explicación el boom del shale gas. Mientras que la producción convencional, principalmente de yacimientos maduros y el offshore austral, creció un 0,7%, el gas no convencional dio un salto del 20,1%; es decir, Vaca Muerta aportó 61 MMm3/d al total del gas argentino. El tight gas, otro recurso no convencional, cayó en un año 3,6% aunque aportó nada menos que 15 MMm3/d.

    El desarrollo de gas no convencional de Vaca Muerta más importante es Fortín de Piedra. Si bien en épocas de verano tiene una producción de entre 10 y 11 MMm3/d, en el invierno ha llegado a los 24 MMm3/d en sus picos. El yacimiento lo opera Tecpetrol, del Grupo Techint, y fue una apuesta de más de u$s 2500 millones de dólares de 2017 que terminó por transformar el mercado del upstream en la ventana del gas.

    Pan American Energy tiene otro de los bloques productores de shale gas más destacados de Neuquén y el país. En Aguada Pichana Oeste (APO) la producción ronda los 9 MMm3/d en el verano, pero en el invierno supera los 11 MMm3/d. El proyecto de la empresa administrada por la familia Bulgheroni mira hacia el futuro, con el acuerdo con Golar y otras compañías, entre ellas YPF, para consolidar una producción que permita la exportación de GNL a través del Golfo San Matías, en Río Negro.

    Aguada Pichana Este (APE) es otra de las áreas que hacen brillar a Vaca Muerta con su gas. Está operada por TotalEnergies, la compañía francesa que busca objetivos de negocio de descabonización y por eso apuesta fuerte al gas (tanto en Neuquén como en el offshore de Tierra del Fuego). Este año tuvo una actividad de entre 10 y 11 MMm3/d y en diciembre último incrementó su producción estival a 9 MMm3/d.

    El bloque más prometedor para los próximos años es La Calera. La producción fue creciente de diciembre de 2023 a diciembre de 2024: pasó de 4 MMm3/d a 9 MMm3/d. La particularidad es que Pluspetrol como operador se adecuó a la demanda con inversiones en infraestructura. Se espera que también sea un jugador importante en el shale oil luego de la compra de los activos de ExxonMobil en Rincón de los Sauces, al norte de la provincia.

    Por último, Pampa Energía aparece con Sierra Chata, un bloque en el que viene trabajando con fuerza con varios pozos dirigidos a Vaca Muerta con grandes resultados en la ventana del gas no convencional. De acuerdo al reporte de E&E, la empresa de Marcelo Mindlin tuvo una producción constante de entre 10 y 11 MMm3/d, bajando en el verano a 9 MMm3/d.

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  • Trump y el litio: un nuevo frente clave en la relación con EE.UU

    Trump y el litio: un nuevo frente clave en la relación con EE.UU

    El regreso de Donald Trump a la presidencia de Estados Unidos ha marcado un punto de inflexión en la política energética y minera del país. Desde su discurso inaugural, el mandatario ha dejado clara su intención de reducir la dependencia de minerales extranjeros y fortalecer la producción interna para asegurar la competitividad estadounidense en tecnologías emergentes.

    En su informe mensual sobre Minería, Daniel Dreizzen, director de la consultora Aleph Energy, señaló que «como parte de esta estrategia, Trump implementó una serie de medidas contundentes: la retirada de EE.UU del Acuerdo de París, la declaración de una emergencia energética nacional y una orden ejecutiva para eliminar el mandato de vehículos eléctricos».

    Según el gobierno, estas acciones buscan liberar a la industria minera y energética de regulaciones que limitaban su desarrollo.

    En el plano comercial, advirtió Dreizzen, la administración Trump impuso aranceles del 25% a productos importados de México y Canadá, y del 10% a los provenientes de China.

    «Estas medidas, que buscan proteger la industria nacional, podrían afectar la fabricación de vehículos eléctricos en EE.UU, debido a la dependencia de componentes y materias primas importadas de China, como baterías de iones de litio y elementos de tierras raras. El aumento de costos en estos insumos podría impactar el precio final de los vehículos eléctricos, trasladando el incremento a los consumidores», aseveró.

    En materia regulatoria, los asesores de Trump han propuesto eliminar revisiones ambientales para proyectos de minerales críticos financiados con fondos federales, con el objetivo de acelerar la producción nacional de materiales esenciales para tecnologías avanzadas.

    Para este año los expertos pronostican una leve recuperación del precio del litio en 2025, lo que podría reactivar nuevos proyectos en el sector. Actualmente, la mayor parte de los proyectos se encuentran en etapas de construcción, factibilidad y prefactibilidad, y algunos de ellos podrían ingresar al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI).

    Argentina cuenta con 23 proyectos mineros en operación, siendo el oro el principal producto de exportación, con más de U$S 2.300 millones en ventas. Sin embargo, el litio ha ido ganando terreno en los últimos años, alcanzando exportaciones por U$S 849 millones en 2023.

    Pese a este crecimiento, el precio del carbonato de litio cayó significativamente en 2024, con un promedio de exportación de U$S 9.200 por tonelada, muy por debajo de los U$S 21.000 registrados en los dos años previos.

    La caída de precios ha impactado el ingreso de divisas por exportaciones de litio, a pesar del crecimiento en los volúmenes exportados. En 2023, la mayor parte de estas exportaciones se dirigieron a China y Japón (dos tercios del total), seguidos por Estados Unidos y Corea.

    El precio del litio mostró importantes fluctuaciones en la última década. Tras un alza en 2017 impulsada por el crecimiento de la demanda de vehículos eléctricos, los precios bajaron debido al aumento de la producción, especialmente en Australia.

    Sin embargo, a partir de 2021, los valores volvieron a subir por la acelerada demanda durante la pandemia y las preocupaciones sobre la insuficiencia de la oferta.

    En 2023, la sobreoferta de litio provocó una fuerte caída de precios, tendencia que continuó en 2024. Sin embargo, las proyecciones indican una leve recuperación para 2025, que podría mantenerse hasta finales de la década.

     

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  • Standard & Poors advierte un renovado interés por Vaca Muerta de inversores globales

    Standard & Poors advierte un renovado interés por Vaca Muerta de inversores globales

    «Las empresas argentinas del sector energético están regresando de manera gradual a los mercados internacionales de deuda tras años de estar aislados, como resultado del creciente apetito de los inversores. Esto se debe a que varios participantes del sector están cada vez más activos en Vaca Muerta«, resaltó en un reciente informe la calificadora de riesgo Standard & Poors.

    El análisis de una de las mayores agencias internacionales del sector financiero y bursátil destacó que el número de anuncios de inversión relacionados con Vaca Muerta sigue creciendo y abarca proyectos de extracción y producción en petróleo y gas; y de transporte y distribución, los cuales podrían eliminar los cuellos de botella para el crecimiento de la producción que han afectado a la formación durante varios años.

    S&P Global Ratings responde algunas preguntas frecuentes de los participantes del mercado sobre la producción no convencional de la formación de Vaca Muerta y su impacto sobre las empresas que calificamos y que operan allí. En particular, resalta que el desarrollo de Vaca Muerta es esencial para que Argentina logre la autosuficiencia energética y que es de esperar que «atraiga inversiones importantes en producción, procesamiento y transporte de hidrocarburos, y que los ingresos provenientes de Vaca Muerta fortalezcan las cuentas externas del país».

    Hasta 2018, el país importaba petróleo para su demanda interna, pero desde 2019, el país se volvió autosuficiente y sus exportaciones de petróleo fueron creciendo de manera constante. Por otro lado, Argentina todavía depende de las importaciones de gas (en particular GNL), porque la producción nacional aún no alcanza a satisfacer la demanda interna durante los meses de invierno. 

    Sin embargo, S&P destaca que «sus importaciones de gas cayeron aproximadamente 60% entre 2020 y 2024» y a medida que se expanda la infraestructura para transportar el exceso de gas natural de Vaca Muerta durante los meses de verano a los mercados internacionales, «Argentina también podría volverse autosuficiente en gas».

    En 2024, la producción de gas no convencional en Vaca Muerta promedió 64,1 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), lo que representa 49% de la producción total de gas del país, mientras que la producción de petróleo no convencional llegó a 353.000 barriles por día (bbl/d), un 55% del total.

    La producción total de shale aumentó 150% desde 2020, a 740.000 barriles de petróleo equivalente por día (boepd), por lo que la calificadora espera «que la producción aumente aún más hacia el final de la década y en adelante, ya que sólo se ha desarrollado alrededor del 20% de la formación».

    Además, destaca que en la década pasada, Vaca Muerta experimentó un rápido desarrollo que se tradujo en importantes reducciones en los costos de extracción y en una mayor productividad. «Vista e YPF reportan costos de extracción de u$s 4,5 a u$s 4,6 por barril de petróleo equivalente (boe) en sus principales áreas en Vaca Muerta. Además, de acuerdo con los operadores de shale, los pozos son aproximadamente 30% más productivos que los de la Cuenca Pérmica en Estados Unidos», ejemplificó.

    En este escenario auspicioso, S&P analiza cuáles son las perspectivas de crecimiento en el corto y mediano plazo: «Gracias a la expansión acelerada, la producción de Vaca Muerta podría alcanzar 1 millón de bbl/d de petróleo shale a finales de esta década. Las inversiones en midstream son necesarias, ya que las restricciones en la capacidad de transporte han estado limitando el crecimiento orgánico durante años, para lo cual actualmente están en marcha dos proyectos clave de distribución y transporte».

     

    En ese capítulo del trabajo, se analizan los alcances del proyecto Oldelval Duplicar Plus que demanda actualmente una inversión por US$1.200 millones que aumentará la capacidad de la red de oleoductos a 540.000 boepd desde 226.000 boepd, obras que deberían estar en pleno funcionamiento a finales del primer trimestre de 2025.

    Por otro lado, el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) encara una segunda fase que requerirá una inversión de US$3.000 millones para construir un ducto que conectará a Allen con el puerto de Punta Colorada en la provincia de Río Negro, junto con instalaciones de almacenamiento y dos boyas de carga en el puerto. El ducto dedicado a la exportación transportará hasta 550.000 boepd, capacidad que podría ampliarse a 700.000 boepd.

    Si suponemos una puesta en marcha gradual de los proyectos de transporte y distribución anunciados, estimamos que las exportaciones de petróleo crudo podrían superar los u$s 17.000 millones y las de gas se acercarían a los u$s 1.000 millones para 2027.

    Pero también, encabezada por los planes de YPF de licuar y exportar las vastas reservas de gas no convencional de Vaca Muerta, Argentina podría convertirse en un participante en el mercado global de gas natural licuado (GNL), por lo que se considera «la gran distancia geográfica de Argentina respecto a los principales consumidores de energía del mundo, como Europa e India, es favorable desde el punto de vista del riesgo geopolítico, pero presenta desafíos logísticos».

    Al respecto destaca que hay dos proyectos potenciales para exportar GNL desde Vaca Muerta. El primero del consorcio Southern Energy S.A, con un proyecto de u$s 2.900 millones que tiene como objetivo desplegar un buque licuador propiedad de Golar LNG en el Golfo San Matías

    «Esperamos que el proyecto comience a operar en el segundo semestre de 2027 y podría incorporar embarcaciones e infraestructura adicionales en el futuro. Los principales patrocinadores serán PAE y Golar, mientras que YPF y Pampa Energía tendrán participaciones del 15% y 20%, respectivamente», reseñó S&P.

    Finalmente, analiza el proyecto Argentina LNG, al que califica como “más grande y ambicioso” cuya primera etapa debería alcanzar 10 mtpa de GNL y desplegar dos buques de licuefacción y un gasoducto dedicado de 40 millones de m3/por día. Las dos fases adicionales del proyecto sumarían 10 mtpa de capacidad de licuefacción cada una para aumentar la capacidad total a 30 mtpa.

    La primera fase tendría a Shell PLC (A+/Estable/A-1) como uno de los principales compradores y es probable que comience a operar en 2029 ó 2030. YPF y Shell firmaron un acuerdo para realizar el proyecto que desarrollará la primera fase en diciembre de 2024. La decisión final de inversión para la primera fase se espera para 2025.

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  • La minería y la energía bajo la mirada de líderes regionales

    La minería y la energía bajo la mirada de líderes regionales

    La Agencia Internacional de Energía (AIE) convocó a líderes empresariales de todo el sector energético y otras industrias para debatir sobre los recientes desarrollos en los mercados de petróleo y gas, la seguridad en las cadenas de suministro de minerales críticos y el crecimiento acelerado de la demanda de electricidad.

    El encuentro, celebrado en la sede de la AIE, se llevó a cabo en el marco del Consejo Empresarial de Energía (EBC), una plataforma clave para el diálogo entre la agencia y el sector privado.

    «El sector privado desempeña un papel fundamental en la solución de los desafíos energéticos actuales. Esta reunión representa una oportunidad para un diálogo franco sobre cómo la industria y los gobiernos pueden colaborar de manera constructiva», afirmó el director ejecutivo de la AIE, Dr. Fatih Birol.

    La reunión contó con la participación de más de 70 altos ejecutivos, entre ellos el empresario y ex secretario de Energía de Estados Unidos, Dan Brouillette.

    En la primera sesión, los asistentes analizaron la evolución de los mercados de petróleo y gas, evaluando la suficiencia del suministro y los riesgos emergentes en un entorno geopolítico volátil.

    Además, discutieron estrategias para fortalecer la cooperación entre países importadores y exportadores y el impacto de las políticas recientes en la industria.

    Posteriormente, el debate se centró en las perspectivas de los minerales críticos, con énfasis en el crecimiento de la demanda de cobre impulsado por la electrificación. Se discutieron riesgos en la seguridad de la cadena de suministro y sus repercusiones económicas y tecnológicas.

    Asimismo, los líderes compartieron estrategias para diversificar el abastecimiento y mejorar las capacidades de reciclaje, con el fin de fortalecer la estabilidad en el acceso a estos recursos esenciales.

    Las sesiones se enfocaron en la «Era de la Electricidad», una tendencia destacada en el informe Perspectivas Energéticas Mundiales 2024 de la AIE. Se analizaron las dinámicas de generación y los desafíos de integración de fuentes de energía.

    Los debates incluyeron el papel de la energía nuclear, la geotérmica y las renovables, como la solar fotovoltaica y la eólica, así como la presencia actual del gas natural y el carbón en la matriz energética.

    El último bloque abordó el reto de equilibrar la oferta y la demanda de electricidad. Se discutieron obstáculos en el desarrollo de infraestructura, tales como la escasez de transformadores y mano de obra, así como las barreras administrativas que dificultan la expansión de la red eléctrica.

    Los participantes exploraron soluciones para mejorar la estabilidad del sistema mediante una mayor integración de energías renovables y el despliegue de baterías, además del avance en la gestión de la demanda y soluciones digitales.

    A lo largo del evento, se subrayó la importancia de una acción coordinada entre la industria y los responsables políticos para afrontar los desafíos energéticos actuales. La transición energética global avanza con rapidez, y la cooperación entre sectores será clave para garantizar un suministro seguro, sostenible y eficiente en el futuro.

     

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