Autor: Mejor Energía

  • Vaca Muerta y Brasil: el negocio energético que promete cambiar la escala de la región

    Vaca Muerta y Brasil: el negocio energético que promete cambiar la escala de la región

    El crecimiento de Vaca Muerta está impulsando una nueva agenda de integración energética entre Argentina y Brasil, con el gas natural como principal protagonista. Referentes de la industria coincidieron en que el desarrollo de la formación neuquina abre una oportunidad inédita para ampliar exportaciones, atraer inversiones y fortalecer el posicionamiento regional como proveedor estratégico de energía.

    La posibilidad de convertir a Brasil en uno de los principales destinos del gas argentino fue uno de los ejes centrales del panel «Hacia una nueva dinámica de negocios», realizado durante el Cambras Business Day en Buenos Aires. Ejecutivos de Petrobras, Pan American Energy, Tecpetrol y Globant analizaron los desafíos y oportunidades que plantea una mayor integración entre las dos mayores economías de Sudamérica.

    El consenso fue claro: la complementariedad entre la abundante oferta energética argentina y la demanda creciente de Brasil genera condiciones favorables para construir una relación comercial de largo plazo. Sin embargo, los expositores coincidieron en que todavía existen barreras regulatorias, logísticas y de infraestructura que deben resolverse para escalar los volúmenes exportados.

    Uno de los puntos destacados del encuentro fue el avance de las primeras exportaciones de gas de Vaca Muerta al mercado brasileño. Aunque actualmente se realizan bajo esquemas interrumpibles y en cantidades limitadas, desde la industria consideran que representan un paso inicial hacia un mercado con enorme potencial de crecimiento.

    Leopoldo Machía, vicepresidente comercial de Tecpetrol, señaló que el desafío ahora pasa por generar condiciones que permitan contratos firmes y sostenibles durante todo el año. Para ello, sostuvo que será necesario ampliar la infraestructura de transporte, reducir costos asociados a la cadena logística y construir acuerdos que otorguen previsibilidad tanto a productores como a compradores.

    Entre los proyectos considerados estratégicos aparece el futuro gasoducto entre Neuquén y La Carlota, una obra que permitiría incrementar significativamente la capacidad de evacuación de gas desde Vaca Muerta y habilitar mayores exportaciones hacia mercados regionales.

    Desde Petrobras, Álvaro Tupiazú remarcó que la estabilidad regulatoria será determinante para atraer inversiones de largo plazo. Según explicó, el desarrollo de nuevos negocios energéticos requiere reglas claras y permanentes que permitan planificar proyectos cuya maduración demanda varios años.

    Por su parte, Alejandro Catalano, country manager de Brasil de Pan American Energy, destacó que la región tiene la posibilidad de consolidarse como un polo energético competitivo a escala global. En ese sentido, consideró que Argentina y Brasil deben avanzar en esquemas de cooperación que potencien sus ventajas complementarias en lugar de competir por los mismos mercados.

    La discusión también trascendió al sector hidrocarburífero. Fernando Montero, CEO Energy de Globant, planteó que la disponibilidad de energía competitiva podría convertir a Vaca Muerta en una plataforma atractiva para nuevas inversiones tecnológicas, incluyendo centros de datos destinados a atender demanda local y regional.

    Más allá de las diferencias sectoriales, el mensaje final del encuentro fue coincidente: Vaca Muerta ya no representa únicamente una oportunidad para el abastecimiento interno argentino. Con una producción en expansión y mercados vecinos demandando energía, la formación neuquina comienza a posicionarse como un activo estratégico para incrementar exportaciones, generar divisas y profundizar la integración económica con Brasil.

    El desafío ahora será transformar ese potencial en negocios concretos mediante nuevas obras de infraestructura, acuerdos comerciales estables y una visión regional capaz de sostener inversiones de largo plazo.

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  • El doble frente de la expansión: fracturas a un ritmo histórico en el shale oil y avances clave para el LNG Argentina

    El doble frente de la expansión: fracturas a un ritmo histórico en el shale oil y avances clave para el LNG Argentina

    Las 2.484 etapas de fractura registradas en mayo muestran la postal de Vaca Muerta en los yacimientos. El dato es parte de una seguidilla que deja atrás, en este rubro, la lógica de buenos registros aislados. Fue la tercera marca histórica del no convencional argentino. Ubica a Neuquén cerca del pico de marzo con 2.616 etapas.

    Las fracturas -al margen de cierta mala impronta social de esta tecnologia- configuran uno de los datos sensibles para leer el ritmo del shale. En parte porque anticipan la producción futura o evitan la rápida declinación de pozos del segmento no convencional, que sobre finales de año necesitará de una inyección adicional de crudo con la puesta en marcha del VMOS.

    Precisamente, el 80 por ciento de las punciones se vincula al auge del shale oil, que sigue encontrando lugar en los ductos de Oldeval. El crudo destinado al canal exportador goza de un precio en máximos, producto de la crisis sin resolución de Medio Oriente.

    Mayo puso de relieve que la formación neuquina, en términos de actividad en los bloques, anticipa el mayor ciclo de producción de la historia petrolera de la provincia. De hecho, también Argentina transita su mayor registro histórico de producción (891.700 bbl/d), el del último abril.

    Si bien el crudo domina la coyuntura, esta semana hubo una noticia central para la presencia de mercado de más largo plazo para Vaca Muerta: el shale gas neuquino, que está en las postrimerías de salir al mundo en modo factoría.

    Asomaba como poco menos que imposible hace una década -eran varias las voces que lo presuponían-, cuando el debate era qué hacer con los excedentes por fuera del período de mayor demanda doméstica, mayo-septiembre.

    El dilema estaba dado por la retracción del mercado local en los meses más cálidos. El cuello de botella era la infraestructura de transporte y, todavía, los miles de millones de dólares para upstream, facilities e infraestructura asociada a estos desarrollos.

    Hay otro cambio de paradigma en ciernes. El Gobierno nacional aprobó el RIGI del Gasoducto Tratayén-San Antonio, una obra de US$ 1.300 millones que conectará los bloques de gas del futuro con la costa Atlántica a través de un tendidode 472,5 kilómetros.  

    El plan permitirá transportar unos 28 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d) de gas natural desde Neuquén a la costa de Río Negro. Como tenor de lo que implica en volumen: Neuquén entró al otoño produciendo 101 MMm3/d.

    La traza está pensada para alimentar el proyecto de Southern Energy, el consorcio integrado por PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG.

    Una vez finalizada la obra, convertirá al gas de Vaca Muerta en una apuesta exportadora de largo plazo con su primera unidad flotante de licuefacción con contrato en firme, el de la alemana SEFE, como ya se informó meses atrás.

    El nuevo gasoducto también suma una variable al mapa político y territorial del negocio. Neuquén conserva el corazón productivo y Río Negro gana centralidad como plataforma de salida al mundo. Con el VMOS, en el caso del crudo, la vecina provincia también tendrá un salto productivo, de otra escala diferente a la cuna del no convencional neuquino, pero insospechada hace unos diez años.

    El proyecto del GNL contempla la instalación de dos unidades flotantes de licuefacción en el Golfo San Matías: Hilli Episeyo y MKII, con capacidades estimadas de 2,4 millones y 3,5 millones de toneladas anuales de GNL. Según la información oficial, el esquema permitiría exportaciones por unos US$ 2.500 millones anuales.

    En paralelo, YPF informó que llegó a un acuerdo con el Gobierno de Neuquén en torno al plan exportador del GNL que marcará la próxima escala de Vaca Muerta. Se trata de un entendimiento que será enviado a la Legislatura provincial y apunta a dar previsibilidad y competitividad al desarrollo de Argentina LNG.

    La empresa compromete inversiones por unos US$175 millones en infraestructura, pero la entrada en vigencia del acuerdo queda atada a dos pasos decisivos: la aprobación legislativa y la Decisión Final de Inversión del proyecto, que de acuerdo a lo que viene informando el presidente de la empresa, Horacio Marín, sería a finales de este año.

    El texto incluye un régimen específico de regalías para este segmento, confirmaron las fuentes consultadas.

    Es el paso previo para producir 12 millones de toneladas anuales de GNL para 2030, con posibilidad de llegar a 18 MTPA, en el plan en el que la empresa argentina es socia con la italiana Eni y la emiratí, ADNOC.

    Desde sus finanzas, Neuquén agrega otra capa a la impronta productiva: la provincia mejoró su calificación crediticia, con A (-) para deuda de largo plazo y A2 para corto plazo según FIX SCR S.A.

    El gobernador Rolando Figueroa presentó en Londres el potencial provincial ante los fondos BlueBay, Sona y M&G. Junto al mandatario estuvieron el ministro de Economía, Guillermo Koenig y la secretaria de Finanzas, Carola Pogliano.

    Vaca Muerta exige más rutas, servicios, infraestructura urbana y la provincia necesita financiamiento para acompañar un crecimiento que presiona en medio de la expansión. La presión demográfica y el crecimiento del shale pasan facturas en la demanda de servicios y las rutas de la región.

    Desde abril del año pasado, Neuquén cuenta con autorización legislativa para tomar financiamiento por hasta USD 500 millones. En los últimos meses, la administración neuquina viene bajando el tenor de su deuda pública.

    El stock de la deuda llega a los USD 717 millones. Esta cifra representa una reducción del 43% de los pasivos que heredó el gobierno desde diciembre de 2023, cuando la deuda inicial ascendía a USD 1.267

    La actual administración expresa que, al ritmo de ingresos vigente, podría terminar de cancelarla casi por completo al final de la década. Al mismo tiempo, lleva adelante un plan de obra pública por 1000 millones de dólares, que al margen de la posible toma de crédito, ahora cuenta también con el impacto de un precio del crudo como no se esperaba.

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  • Vaca Muerta acelera y Neuquén sobresale en sector inmobiliario argentino

    Vaca Muerta acelera y Neuquén sobresale en sector inmobiliario argentino

    El desarrollo de Vaca Muerta también está transformando el mercado inmobiliario de Neuquén, donde la llegada constante de trabajadores, familias y ejecutivos genera una dinámica distinta a la que se observa en otras plazas del país.

    Así lo planteó Sebastián Sosa, presidente de REMAX Argentina y Uruguay, al analizar el comportamiento del real estate en la región patagónica y el contraste con un mercado nacional que, si bien muestra estabilidad, todavía se mantiene condicionado por la cautela, la falta de crédito hipotecario y la necesidad de mayor confianza económica.

    Neuquén vive una realidad distinta a la que está pasando alrededor del país, que el país no está en este auge que está viviendo la zona, alrededor de todo lo que ocurre dentro de la industria de la energía”, afirmó Sosa, en referencia al efecto que genera el crecimiento sostenido de la actividad hidrocarburífera.

    []https://www.youtube.com/watch?v=rBP254Z0sw4[/]

    El ejecutivo señaló que la provincia registra una demanda permanente de personas que buscan radicarse en la zona, impulsadas por oportunidades laborales, relocalizaciones empresariales y el crecimiento de los servicios vinculados al desarrollo energético. “Es constante la cantidad de gente reubicándose, mudándose, pedidos de personas, de familias que buscan instalarse en la zona de Neuquén”, remarcó.

    Ese movimiento marca una diferencia clara frente al resto del país. Según Sosa, el mercado inmobiliario argentino se encuentra en una fase de búsqueda de equilibrio.

    El resto del país está atravesando un momento como que está buscando dónde está ese balance, ese equilibrio con todo lo que está ocurriendo en el país. Hoy la gente está más cauta, el dinero cuesta mucho más ahorrarlo, conservarlo”, sostuvo.

    Para Sosa, existe una brecha entre el valor de las propiedades y la capacidad o disposición de los compradores para convalidar precios más altos. En su visión, los inmuebles siguen mostrando valores atractivos en términos históricos, aunque la demanda todavía no acompaña una recuperación plena.

    Yo creo que el real estate, las propiedades, están baratas en función de lo que ha ocurrido en el mundo y en Argentina, sin embargo el comprador no valida en los precios. Entonces, por un lado, las propiedades están baratas, pero por otro lado, no hay una demanda que valide un aumento de precios”, explicó.

    Uno de los factores centrales detrás de esa limitación es la falta de acceso masivo al crédito hipotecario.

    La clase media está expectante, porque no haber préstamo hipotecario, la clase media en su gran mayoría no puede acceder a la vivienda, al techo propio”, señaló el presidente de REMAX.

    En ese sentido, Sosa consideró que la estabilidad macroeconómica es una condición necesaria, pero no suficiente. El regreso de los préstamos hipotecarios y una mayor profundidad del mercado dependerán, según su mirada, de la confianza que logre generar el programa económico en el mediano y largo plazo.

    Hay dos consignas que tiene que dar, la estabilidad para mí y la confianza. Yo creo que el primer punto está bastante subsanado, ahora es una cuestión de confianza. Entonces yo creo que los préstamos hipotecarios, hay algunos indicios de que podamos volver a ver el préstamo hipotecario pronto”, afirmó.

    En paralelo, RE/MAX Argentina y Uruguay atraviesa una etapa de consolidación tras alcanzar presencia en distintas plazas del país. 

    Hoy nuestro foco y nuestra obsesión está puesto en trabajar mejor, en mejorar nuestros estándares de servicio, en escuchar al cliente, en mejorar nuestros procesos internos, en elevar nuestro clima de trabajo”, indicó.

    La compañía también avanza en la incorporación de inteligencia artificial para mejorar la experiencia de los clientes, aunque Sosa subrayó que la tecnología debe complementar y no reemplazar el vínculo humano. “Nosotros queremos que tanto la inteligencia artificial, la herramienta, es una herramienta pero que no reemplace el contacto, el vínculo humano. Así que ahí nosotros buscando que las dos jueguen y vayan de la mano”, concluyó.

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  • PCR y ArcelorMittal Acindar inauguran ampliación de la Estación Transformadora de Ezeiza

    PCR y ArcelorMittal Acindar inauguran ampliación de la Estación Transformadora de Ezeiza

    La ampliación de la Estación Transformadora de Ezeiza marca un hito para el sistema eléctrico argentino. Más allá de la incorporación de nuevos equipos, la obra representa una inversión estratégica destinada a resolver uno de los principales cuellos de botella que enfrenta la infraestructura energética nacional: la limitada capacidad de transporte de electricidad en los corredores de alta tensión.

    La obra inaugurada en Ezeiza forma parte de un proyecto integral de 275 millones de dólares

    El proyecto, desarrollado por PCR y ArcelorMittal Acindar, demandó una inversión inicial de 40 millones de dólares y permitirá incrementar la capacidad de transmisión y distribución de energía en 500 kV sobre el corredor troncal Comahue-Buenos Aires, una de las principales arterias eléctricas del país.

    La magnitud de la mejora es significativa. Según las empresas, la capacidad adicional equivale al abastecimiento de aproximadamente 600.000 hogares y permitirá reducir las restricciones operativas que aparecen durante los períodos de máxima demanda eléctrica.

    La relevancia de la obra trasciende la cuestión técnica. En un contexto de crecimiento del consumo energético, expansión industrial y desarrollo de nuevas fuentes de generación, la falta de infraestructura de transporte se convirtió en uno de los principales desafíos para el sistema eléctrico argentino.

    La energía puede generarse, pero sin capacidad suficiente para transportarla hacia los centros de consumo, los proyectos pierden viabilidad económica y el sistema opera bajo mayores niveles de estrés. 

    Por esa razón, especialistas del sector coinciden en que ampliar las redes de alta tensión es tan importante como construir nuevas centrales de generación.

    La obra inaugurada en Ezeiza forma parte de un proyecto integral de 275 millones de dólares que también contempla la ampliación de la Estación Transformadora de Olavarría, la construcción del Parque Eólico Olavarría de 185,6 MW y una línea eléctrica de 25 kilómetros que permitirá vincular la nueva generación renovable al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

    En términos prácticos, la inversión permitirá incorporar más energía renovable al sistema nacional. La capacidad de transporte disponible constituye hoy uno de los factores que limitan el desarrollo de nuevos proyectos eólicos y solares, particularmente en la provincia de Buenos Aires y en otras regiones con alto potencial de generación.

    Durante la inauguración, el CEO de PCR, Martín Brandi, destacó que la ampliación contribuye a solucionar uno de los obstáculos estructurales que condicionan el crecimiento económico del país. Según señaló, la obra permitirá integrar más generación renovable y fortalecer la capacidad del sistema eléctrico para acompañar futuras inversiones productivas.

    Desde ArcelorMittal Acindar también vincularon el proyecto con los objetivos de transición energética y descarbonización industrial. El CEO de la compañía, Federico Amos, sostuvo que la ampliación contribuye a construir una matriz energética más limpia y competitiva, al tiempo que fortalece las condiciones para nuevas inversiones de largo plazo.

    La importancia de este tipo de desarrollos también fue destacada por funcionarios nacionales presentes en el acto. El secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, señaló que Argentina opera actualmente con un sistema eléctrico sometido a fuertes tensiones y con necesidades de inversión en todos los segmentos de la cadena energética: generación, transporte y distribución.

    La obra adquiere además una relevancia adicional por tratarse de una iniciativa privada destinada a ampliar infraestructura crítica que luego será incorporada al sistema eléctrico nacional.

    En un escenario donde el Estado enfrenta limitaciones presupuestarias para financiar grandes proyectos de infraestructura, la participación del capital privado aparece como un factor central para acelerar la expansión de la red.

    El proyecto forma parte además del primer desarrollo de generación eólica aprobado bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), convirtiéndose en uno de los primeros casos concretos donde el esquema comienza a traducirse en obras de infraestructura energética de gran escala.

    Con una puesta en marcha total prevista para enero de 2027 y la generación de 350 puestos de trabajo durante su construcción, la ampliación de Ezeiza se posiciona como una obra clave para mejorar la confiabilidad del sistema eléctrico argentino, habilitar nuevas inversiones en energías renovables y acompañar el crecimiento de sectores estratégicos como la industria, la minería y el desarrollo de Vaca Muerta.

     

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  • El espejo chileno para los desafíos de infraestructura y gestión el despegue minero argentino

    El espejo chileno para los desafíos de infraestructura y gestión el despegue minero argentino

    La cordillera de los Andes comparte la misma riqueza geológica a lo largo de sus dos vertientes, pero las realidades productivas de la Argentina y Chile muestran una brecha temporal de décadas. Mientras el país vecino consolidó su posición como el mayor productor global de cobre del mundo, el territorio nacional se encuentra ante las puertas de una nueva etapa histórica para la cual el proceso transitado por el modelo chileno ofrece una hoja de ruta invaluable y un catálogo de advertencias explícitas sobre las tensiones que vendrán.

    En la primera jornada de la Semana de la Ingeniería dedicada al sector minero, Diego García, socio senior y head de energía y recursos naturales de la consultora Bain & Company, fue el encargado de trazar similitudes y diferencias que se podrán encontrar en el proceso de desarrollo minero de este lado de la formación geológica. En ese sentido planteó en su apertura que el desarrollo minero de gran escala no representa un evento aislado, sino una sucesión de transformaciones estructurales.

    En la experiencia transandina se identifican con claridad tres grandes olas energéticas y operativas, detalló García. La primera de ellas, extendida entre 1990 y 2005, estuvo marcada por la apertura regulada al capital privado, período en el cual la producción se duplicó con creces al incorporar más de tres millones de toneladas anuales mediante proyectos emblemáticos como Escondida, Collahuasi y Los Pelambres.

    La industria trasandina pasó de producir un poco menos de dos millones a rozar los 4,5 millones de toneladas anuales en un proceso que demandó 25 años.

    Esta etapa inicial requirió un despliegue masivo en obras de soporte de las que se pueden mencionar desde la construcción de la primera planta desaladora hasta la apertura de cuatro terminales marítimas de exportación, el tendido de 600 kilómetros de concentraductos, la adición de 2600 kilómetros de líneas de transmisión y 2 gigavatios de generación térmica, principalmente en la región de Mejillones, además de la optimización de 300 kilómetros de carreteras.

    La maduración del esquema sectorial derivó en una segunda fase, visible entre 2012 y 2017, caracterizada por la necesidad de contrarrestar el declive natural en las leyes de mineral de los yacimientos antiguos. Esta ola de proyectos desde cero, conocidos en la industria como greenfields, llevó al límite las capacidades logísticas e institucionales de Chile.

    “El sistema experimentó un estrés severo ante la simultaneidad de obras de gran envergadura, lo que obligó a multiplicar la infraestructura hídrica y de transmisión eléctrica”, resaltó el analista.

    Detrás de ese esfuerzo se ejecutaron cuatro grandes desaladoras, tres terminales portuarias adicionales, 2000 kilómetros de líneas de transmisión dedicadas -incluyendo unos 300 megavatios renovables-, junto con la recuperación de 200 kilómetros de ferrovías y otros 200 kilómetros de rutas.

    Para equiparar los rendimientos de la región vecina y adicionar cerca de 1,8 millones de toneladas de producción, la estructura logística nacional enfrenta metas de dimensiones inéditas. “El transporte de concentrados proyectado -graficó- demandará la movilización de cinco a seis millones de toneladas al año, volumen equivalente a una décima parte de la totalidad de los granos que se despachan habitualmente desde las terminales portuarias del Gran Rosario”.

    Asimismo, el consumo energético residencial e industrial asociado requerirá el tendido de 1500 kilómetros de líneas de alta tensión, el aporte de entre 1300 y 1600 megavoltamperios (MVA) de capacidad en las subestaciones de alimentación, un consumo proyectado de 8 a 10 teravatios hora (TWh) anuales de energía eléctrica y una potencia continua comparable a la de una gran central de ciclo combinado de 1,5 gigavatios.

    El recurso hídrico plantea, en otro de los ejes del análisis comparativo, un vector crítico similar y el abastecimiento de agua fresca estimado para estas operaciones mineras se ubica en torno a los 250 millones de metros cúbicos, una cifra diez veces superior al requerimiento del vector de fractura en yacimientos no convencionales como Vaca Muerta.

    Más allá del soporte físico, el verdadero factor de sostenibilidad y arraigo económico radica en la creación de un ecosistema de proveedores calificados. Durante las últimas dos décadas, el entramado corporativo especializado en minería dentro de Chile se cuadruplicó, alcanzando las 8000 firmas activas. El consultor comparó este esquema con el caso de Perú, que hoy cuenta con 6000 empresas proveedoras dedicadas, y advirtió que a estos países de la región les tomó entre 20 y 25 años consolidar tales niveles de especialización.

    En este punto, consideró que “la Argentina cuenta con una ventaja comparativa decisiva: la curva de aprendizaje y la base de contratistas desarrollada en el sector del petróleo y del gas de Neuquén y el Golfo San Jorge provee una plataforma de capacidades transferibles en áreas como mantenimiento operacional, logística de precisión, automatización y remediación ambiental”.

    La minería argentina, ante la chance exportadora de mayor escala.

     

    Sin embargo, persisten cuellos de botella severos en segmentos de nicho como los laboratorios metalúrgicos y la obra civil especializada en altura, pero sobre todo esta demanda expansiva impactará de forma directa en el mercado de capital humano. Las proyecciones sectoriales encienden alertas tempranas que superan la tradicional escasez de perfiles de ingeniería, tal como vienen alertando las consultoras de recursos humanos.

    Las mayores fricciones de contratación se concentrarán en dos áreas críticas. Por un lado, los mandos técnicos orientados al control de gestión, la planificación de contratos complejos y el abastecimiento estratégico (procurement), disciplinas poco habituadas al manejo de presupuestos de miles de millones de dólares; por el otro, la mano de obra operativa altamente calificada, que abarca desde soldadores mecánicos de montajes industriales hasta operadores de grúas de gran tonelaje y especialistas en perforación y tronadura.

    El cumplimiento de las metas fiscales y corporativas representa el examen definitivo para las operadoras que apuestan por el cobre y el litio en el norte y la zona cordillerana del país. Los registros estadísticos internacionales relevados por consultoras globales revelan una tendencia preocupante, dado que “un 80% de los megaproyectos de infraestructura en el mundo registra desvíos significativos en sus presupuestos de inversión (CapEx), mientras que la mitad incumple los plazos originales de puesta en marcha”.

    Sorprendentemente, resaltó García, “menos del 1% de los emprendimientos globales logra la convergencia perfecta de concluir las obras dentro del presupuesto pautado, en el tiempo estipulado y alcanzando el rendimiento técnico prometido en el diseño original”.

    La mitigación de estos riesgos operativos encuentra hoy un aliado estratégico en la incorporación de herramientas tecnológicas de vanguardia. La ingeniería predictiva y los modelos de analítica avanzada e inteligencia artificial permiten simular escenarios climáticos, geológicos y financieros antes del movimiento de la primera palada de tierra. Esto facilita la optimización de los suministros hacia lo que el sector denomina el “mínimo viable”, evitando la sobreinversión en activos secundarios y focalizando cada dólar en la eficiencia extractiva.

    La transición hacia la tercera ola minera chilena, caracterizada por las ampliaciones de yacimientos existentes (brownfields) y la reconversión de matrices energéticas hacia fuentes renovables, constituye el destino final de un proceso largo. Para la Argentina, “la oportunidad histórica reside en la asimilación temprana de estas lecciones transandinas, coordinando los esfuerzos entre los gobiernos provinciales, las comunidades locales y el sector privado”, reseñó el especialista con el propósito de transformar el potencial mineral en un motor de desarrollo industrial previsible, sustentable y eficiente.

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  • Todos los detalles de la iniciativa privada por US0 millones para reactivar la Planta de Agua Pesada de Neuquén

    Todos los detalles de la iniciativa privada por US$120 millones para reactivar la Planta de Agua Pesada de Neuquén

    La Planta Industrial de Agua Pesada (PIAP), en la provincia de Neuquén, se encuentra nuevamente en el centro de una propuesta que busca revertir casi una década de inactividad de este gigante de la infraestructura nuclear. Las firmas Saesa, especializada en la comercialización de gas natural y energía, y Spark Energy, dedicada a soluciones técnicas de ingeniería, presentaron ante el Gobierno nacional un proyecto de iniciativa privada para la reactivación de la planta.

    La propuesta contempla una inversión de capital netamente privado que asciende a los US$120 millones, orientada al reacondicionamiento, modernización técnica (revamping) y posterior operación comercial de la planta de agua pesada más grande del planeta, tal como destacó el presidente de Saesa, Juan Bosch.

    La propuesta formal ingresó bajo los lineamientos que regulan los regímenes de iniciativa privada a nivel nacional, un mecanismo que abre un período de evaluación por parte de las carteras técnicas del Gobierno, incluyendo las áreas de energía y minería, así como los organismos de control técnico e industrial competentes. De obtener el visto bueno técnico y legal, se procederá al diseño de los pliegos licitatorios, donde el iniciador suele contar con prerrogativas para la adjudicación.

    La PIAP representa un activo de magnitud singular para el sector energético. Su construcción demandó en su momento una inversión pública cercana a los US$1.000 millones, inició sus operaciones comerciales en 1993 y registró su pico histórico de producción en 1998. Sin embargo, desde 2017 la instalación permanece paralizada, sin producir un solo kilogramo de insumo, lo cual genera un costo de mantenimiento vegetativo estimado en más de 12 millones de dólares anuales.

    Mantener la PIAP demanda 12 millones de dólares anuales.

    La propuesta empresaria apunta a transformar este pasivo financiero e industrial en un polo exportador de alto valor agregado que prescinda de los desembolsos o subsidios por parte del Estado nacional que hoy apenas alcanzan para el mantenimiento mínimo. El marco operativo del proyecto se fundamenta en un esquema de financiamiento privado y un horizonte de ejecución de 36 meses a partir del momento en que se otorguen las aprobaciones regulatorias correspondientes.

    El plan de negocios contempla no solo la puesta a punto de los reactores de intercambio isotópico, sino también una profunda reingeniería de procesos para acoplar la operación a los estándares contemporáneos de eficiencia energética y seguridad industrial. Para ello, el suministro de gas natural de la cuenca neuquina se consolida como el insumo crítico y vector principal del proceso productivo.

    La localización de la PIAP otorga una ventaja competitiva de carácter estructural debido a la proximidad con la formación Vaca Muerta. El proceso de obtención de agua pesada de alta pureza requiere de un consumo intensivo de gas natural y energía eléctrica. De acuerdo con las especificaciones técnicas preliminares del proyecto, la planta procesará un volumen estimado de hasta 600.000 metros cúbicos diarios de gas natural.

    Para asegurar la viabilidad del suministro, Saesa estructuró acuerdos preliminares (MOUs) con productores de gas natural que operan en la cuenca neuquina, garantizando el flujo continuo del insumo clave para la operación ininterrumpida de las instalaciones.

    El diseño original de la planta destaca por su escala: dos líneas de producción con una capacidad nominal conjunta de 200 toneladas anuales de agua pesada de grado nuclear (pureza superior al 99,7%). La modernización propuesta prevé la optimización de los sistemas de compresión, la actualización de los instrumentos de control analítico y el reemplazo de componentes críticos que sufrieron el desgaste propio del cese prolongado de operaciones.

    La reactivación de la infraestructura neuquina proyecta reinsertar a la Argentina en un selecto grupo de proveedores globales de alta tecnología. Con la planta operativa, el país ingresa al grupo de los cinco principales productores mundiales de agua pesada, un segmento actualmente liderado y disputado por naciones como Canadá, la India, Rumania y China. Todo lo que produzca permitirá abastecer a las centrales nucleares Atucha I y II y Embalse, y los excedentes ser exportados para atender un mercado de alta demanda.

    Para respaldar el flujo de ingresos que justificará la inversión, Saesa selló entendimientos preliminares con compradores internacionales de diversas regiones. Estos preacuerdos comerciales pretenden asegurar la colocación de la producción desde el inicio de la nueva fase comercial, minimizando el riesgo de inventario y garantizando un ingreso genuino de divisas a la economía argentina.

    Bosch destacó que el mercado internacional exhibe una demanda sostenida debido a que funciona como el moderador y refrigerante indispensable para los reactores nucleares de tecnología de uranio natural y agua pesada, comúnmente conocidos bajo el diseño CANDU (Canadian Deuterium Uranium). Estos reactores se encuentran activos y operativos en países como el propio Canadá, la India, Rumania, Corea del Sur y China.

    Más allá del sector estrictamente nucleoeléctrico, el plan comercial diseñado por los proponentes contempla una diversificación hacia mercados industriales no convencionales de muy alta rentabilidad. En las últimas décadas, el agua pesada cobró una relevancia creciente en la industria farmacéutica para el desarrollo de compuestos deuterados.

    La introducción de este insumo en lugar de hidrógeno en determinadas moléculas farmacéuticas ralentiza el metabolismo de los medicamentos en el cuerpo humano, lo que permite extender la eficacia de las dosis y reducir los efectos secundarios. Asimismo, es demandado en la investigación científica avanzada, la biotecnología y la industria manufacturera de semiconductores y microchips de última generación, donde se utiliza para mejorar la resistencia de los componentes ante la degradación térmica.

    Las empresas que conforman el consorcio complementan sus perfiles comerciales y técnicos para dar respuesta a este desafío. Por un lado, Saesa aporta su experiencia de dos décadas en el mercado de comercialización energética local, además de contar con oficinas operativas en Europa desde las cuales coordina el comercio de materias primas e insumos estratégicos con clientes de escala global.

    Por el otro lado, Spark asume la responsabilidad del soporte técnico, la ingeniería de detalle, la construcción, y el posterior mantenimiento de la planta. La compañía cuenta con experiencia específica en la ejecución de contratos bajo las modalidades EPC, EPCm y esquemas integrales de operación y mantenimiento (O&M) para corporaciones en el segmento del petróleo y el gas, con anclaje en los yacimientos no convencionales.

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  • Las tarifas de gas subirán 2,8% y las de electricidad 1,5% promedio en junio

    Las tarifas de gas subirán 2,8% y las de electricidad 1,5% promedio en junio

    El Ente Nacional Regulador del Gas y de la Electricidad (ENReGE) oficializó los nuevos cuadros tarifarios que regirán durante junio, con incrementos promedio del 2,81% para el gas natural por redes y del 1,50% para la electricidad en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), según cálculos de la Secretaría de Energía.

    Las actualizaciones fueron publicadas a través de una serie de resoluciones que alcanzan a empresas transportistas y distribuidoras de ambos servicios. En el caso de la electricidad, las tarifas del resto del país dependerán de las decisiones que adopten los entes reguladores provinciales.

    Para las compañías transportistas de energía eléctrica, las resoluciones contemplan una actualización de los valores horarios del equipamiento regulado y de las remuneraciones por el transporte troncal en media y alta tensión.

    El ajuste se realizó en función de una fórmula que combina la evolución del Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) y el Índice de Precios al Consumidor (IPC), lo que derivó en un incremento del 4,31% respecto de mayo.

    La medida comprende a empresas como Transener, Transba, Transnea, Transnoa, Distrocuyo, Transcomahue, Transpa, EPEN, Edersa e Interandes, entre otras.

    En cuanto a las distribuidoras eléctricas del AMBA, los nuevos valores incorporan la cuota mensual correspondiente a la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) y la actualización de la remuneración por distribución.

    En Edesur, el Costo Propio de Distribución (CPD) aumentará 4,68% durante junio, mientras que el Valor Agregado de Distribución (VAD) promedio quedó fijado en $60,795. Para Edenor, el CPD se incrementará 4,75% y el VAD medio se ubicará en $66,228.

    Las resoluciones mantienen los esquemas tarifarios con y sin subsidios. En el caso de los usuarios incluidos en el régimen de subsidio parcial, el beneficio continuará aplicándose hasta un consumo mensual de 300 kWh, mientras que los excedentes deberán abonarse a tarifa plena.

    Para el servicio de gas natural por redes, Energía dispuso la aplicación del mismo mecanismo de actualización utilizado en electricidad. Además, anunció la implementación de un subsidio extraordinario adicional del 25% durante junio para amortiguar el impacto de los incrementos.

    Según los cuadros tarifarios publicados, un usuario residencial de categoría R2-3 del área de MetroGAS abonará en junio un cargo fijo de $18.875,71 en la Ciudad de Buenos Aires y de $16.920,91 en la provincia de Buenos Aires. En ambos casos, el cargo variable será de $287,45 por metro cúbico consumido. Para esta categoría, el aumento promedio alcanzará el 3,2%.

    Las resoluciones vinculadas al servicio de gas comprenden a distribuidoras como MetroGAS, Naturgy BAN, Camuzzi Gas Pampeana, Camuzzi Gas del Sur, Litoral Gas, Naturgy NOA, GasNea, Distribuidora de Gas del Centro y Distribuidora de Gas Cuyana, además de las transportistas TGS y TGN.

    Con estas actualizaciones, el Gobierno avanza con el esquema de recomposición tarifaria previsto para 2026, manteniendo al mismo tiempo mecanismos de asistencia focalizada para los usuarios residenciales de menores ingresos.

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  • El gas de Vaca Muerta se proyecta como eje de la integración regional

    El gas de Vaca Muerta se proyecta como eje de la integración regional

    Vaca Muerta podría convertirse en el principal motor de la integración energética de América Latina y el Caribe, según el reporte «Oportunidades para el desarrollo del gas en América Latina y el Caribe», presentado este martes durante la Conferencia ARPEL 2026.

    El estudio destaca que el desarrollo de los recursos gasíferos de la región abre una oportunidad estratégica para fortalecer la seguridad energética, avanzar en la descarbonización y promover el crecimiento socioeconómico.

    El documento fue elaborado de manera conjunta por la Unión Internacional del Gas (IGU), la Asociación Regional de Empresas de Petróleo, Gas y Energías Renovables para América Latina y el Caribe (ARPEL) y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).

    Aunque América Latina y el Caribe cuentan con abundantes recursos energéticos, en 2024 aportaron apenas el 5% de la producción mundial de gas. Para aprovechar ese potencial y avanzar en una mayor integración regional, el informe estima que serán necesarias inversiones superiores a los US$ 10.000 millones destinadas a la construcción y ampliación de gasoductos internacionales.

    El reporte señala que las reservas de Vaca Muerta, junto con los desarrollos offshore convencionales y los yacimientos presalinos de Brasil, podrían dar inicio a una nueva fase de expansión energética en el Cono Sur.

    Este escenario se complementaría con la producción consolidada de países como Venezuela, Bolivia, Perú y Trinidad y Tobago, además de nuevos proyectos exploratorios en Guyana y Surinam.

    Para Argentina, el desarrollo de Vaca Muerta permitiría reducir las importaciones de gas natural licuado (GNL), incrementar las exportaciones y consolidar su posicionamiento como un actor relevante en el mercado global de este combustible.

    A nivel regional, el gas argentino podría abastecer a Brasil con energía competitiva para su proceso de reindustrialización, permitir a Bolivia rentabilizar infraestructura existente mediante peajes de transporte y ofrecer a Chile y Uruguay una alternativa más económica frente al GNL importado.

    No obstante, el informe advierte que la monetización de las reservas requerirá estabilidad regulatoria y reglas de largo plazo que trasciendan los cambios políticos. También subraya la necesidad de movilizar capital público y privado, junto con mecanismos de financiamiento mixto y el respaldo de organismos multilaterales.

    En materia ambiental, el reporte sostiene que el gas natural puede desempeñar un papel central en la transición energética. Según datos citados del Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático (IPCC), la sustitución de combustibles más intensivos en carbono por gas permite reducir las emisiones de gases de efecto invernadero entre un 24% y un 42% en la generación eléctrica, dependiendo del combustible reemplazado.

    Además, destaca su función como respaldo para las energías renovables variables, especialmente en situaciones de estrés hídrico. El informe recuerda que durante la crisis hídrica registrada en Brasil en 2021 fue necesario duplicar la generación eléctrica a gas para garantizar el abastecimiento.

    El estudio también identifica oportunidades en el transporte pesado, donde el uso de Gas Natural Comprimido (GNC) y Gas Natural Licuado (GNL) puede reducir las emisiones en torno al 20%, constituyendo una alternativa disponible y competitiva para avanzar en la descarbonización del sector.

    Finalmente, el reporte concluye que el aprovechamiento de los recursos gasíferos regionales no solo fortalecería las economías nacionales mediante mayores exportaciones y menores importaciones energéticas, sino que también contribuiría a ampliar el acceso a una energía más limpia, asequible y confiable, con impactos positivos sobre el desarrollo social y la reducción de la pobreza energética.

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  • Argentina busca consolidar su lugar en el mercado del litio ante nuevos desafíos tecnológicos

    Argentina busca consolidar su lugar en el mercado del litio ante nuevos desafíos tecnológicos

    La industria del litio enfrenta una nueva etapa de desafíos que podría redefinir el papel de Argentina en el mercado global de minerales críticos.

    Si bien el país cuenta con algunos de los mayores recursos de litio del mundo y mantiene un rol estratégico en la transición energética, especialistas advierten que el éxito futuro dependerá tanto de la capacidad para ejecutar proyectos complejos como de la adaptación a un escenario de creciente competencia tecnológica.

    Esa fue una de las principales conclusiones surgidas durante el webinar de presentación de la Diplomatura en Producción de Litio y Minerales Críticos Estratégicos de la Universidad Austral, donde expertos analizaron las transformaciones que atraviesa una industria que en la última década pasó de ser una actividad emergente a convertirse en un sector clave para la economía global.

    José de Castro Alem sostuvo que uno de los principales errores es pensar que el desarrollo del litio depende exclusivamente de factores geológicos o tecnológicos. Según explicó, la experiencia internacional demuestra que los proyectos suelen fracasar por problemas vinculados a la implementación, la gestión, la coordinación entre actores y la capacidad para operar en entornos complejos.

    «La industria del litio requiere una mirada integral», planteó el especialista. A diferencia de la minería tradicional, la producción en salares trabaja sobre salmueras, recursos líquidos y dinámicos que exigen modelos hidrogeológicos precisos, procesos químicos complejos y una operación con capacidad permanente de adaptación.

    En ese contexto, el desarrollo de proyectos involucra múltiples disciplinas, desde ingeniería y química hasta logística, infraestructura, energía, gestión ambiental y relacionamiento con comunidades locales.

    A estos desafíos operativos se suma un nuevo factor de incertidumbre: la acelerada evolución tecnológica en el mercado de almacenamiento energético. Luciano Codeseira, codirector del Instituto de Energía de la Universidad Austral, advirtió que la aparición de tecnologías alternativas podría modificar el rol estratégico que hoy ocupa el litio en la transición energética mundial.

    A estos desafíos operativos se suma un nuevo factor de incertidumbre: la acelerada evolución tecnológica en el mercado de almacenamiento energético. 

    El especialista destacó el reciente desarrollo en China de baterías de flujo basadas en hierro, capaces de operar durante aproximadamente 16 años sin degradación significativa y con costos potencialmente muy inferiores a los de las baterías de litio.

    Para Codeseira, este tipo de innovaciones reflejan una realidad cada vez más evidente: la transición energética no avanza de manera lineal ni tiene ganadores definitivos.

    «El litio seguirá siendo un componente central durante muchos años, pero la competencia entre distintas tecnologías será determinante para definir qué países logran capturar valor agregado y cuáles quedan limitados a la exportación de materias primas», explicó.

    El análisis cobra relevancia en un contexto de fuerte volatilidad de precios. Según los especialistas, esta situación responde a la combinación de tres factores: la incorporación de nueva oferta global, el crecimiento sostenido de la demanda asociada a la electrificación del transporte y la industria, y la aparición de tecnologías sustitutas que comienzan a disputar espacios en el mercado de baterías.

    Ante este escenario, los expertos consideran que los países productores deberán avanzar hacia estrategias más amplias que incluyan investigación, procesamiento industrial, trazabilidad, reciclaje, desarrollo tecnológico y fortalecimiento de cadenas de valor locales.

    En paralelo, desde la Universidad Austral plantean la necesidad de repensar el diseño de los proyectos. Frente al modelo predominante de grandes desarrollos desde etapas iniciales, propuso avanzar con esquemas modulares y escalables que permitan reducir riesgos, acelerar el aprendizaje operativo y adaptarse mejor al comportamiento de cada salar.

    Los especialistas también destacaron la importancia de formar nuevos perfiles profesionales capaces de integrar conocimientos técnicos con herramientas de gestión, comunicación, planificación y comprensión territorial. Según indicaron, la viabilidad de los proyectos dependerá cada vez más de la capacidad para articular aspectos productivos, ambientales, sociales y económicos.

    En definitiva, el litio mantiene un enorme potencial para Argentina, pero la disponibilidad de recursos ya no será suficiente para garantizar el éxito. En un escenario marcado por la innovación tecnológica, la competencia global y las crecientes exigencias de sostenibilidad, la diferencia estará en la capacidad de transformar ese potencial geológico en proyectos eficientes, competitivos y socialmente sostenibles.

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  • Pablo Iuliano y el shale de Río Negro: «Podemos multiplicar por diez la producción operada de la compañía»

    Pablo Iuliano y el shale de Río Negro: «Podemos multiplicar por diez la producción operada de la compañía»

    Tango Energy avanza con un proyecto no convencional en el sector este de la Cuenca Neuquina que podría ampliar la frontera productiva de Vaca Muerta hacia Río Negro. La compañía obtuvo tres concesiones estratégicas y prepara un piloto de inversión para reducir el riesgo geológico, probar productividad y evaluar la viabilidad económica de un desarrollo a gran escala.

    El CEO de la empresa, Pablo Iuliano, definió el desembarco como “un hito”. La empresa estará desarrollando tres concesiones: Charco del Palenque, Carilla Quemada y Entre Lomas del lado de Río Negro de Vaca Muerta.

    En una entrevista con Modo Shale, el programa que se emite por Mitre Patagonia y el streaming de YouTube, explicó que el objetivo central es avanzar sobre una zona que todavía requiere validación técnica y comercial: “nuestra visión es abrir la ventana o abrir la puerta del shale rionegrino”.

    El primer paso será un programa de de-risking con una inversión estimada en US$ 66 millones, destinado a perforación, infraestructura inicial y facilities. “Propusimos a la provincia un piloto para hacer de-risking de 66 millones de dólares, entre pozos y facilities”, señaló Iuliano.

    []https://www.youtube.com/watch?v=9v-o65xJvJA[/]

    Sostuvo que según el cronograma previsto por la compañía, la actividad comenzará durante 2026. “En agosto, mediados de agosto de 2026, estamos con el equipo ya perforando los primeros dos pozos shale de Tango”, afirmó.

    Los pozos tendrán características similares a los desarrollos más avanzados de la cuenca: “Van a ser dos pozos de entre 2.800 y 3.000 metros de longitud de rama lateral, con entre 40 y 50 etapas de fractura cada uno”.

    El directivo, uno de los referentes centrales para entender los no convencionales de Vaca Muerta, remarcó que la clave será comprobar si la productividad esperada puede convertirse en un negocio competitivo. “Nos falta perforar un pozo horizontal y ponerlo a producir y testear si las productividades que vamos a encontrar hacen sentido de negocio o no. Estamos convencidos que sí”, sostuvo.

    El proyecto tiene un impacto potencial significativo sobre el perfil operativo de la empresa. De acuerdo con Iuliano, el desarrollo del shale podría transformar la escala productiva de Tango Energy en los próximos años, apoyándose en la infraestructura de evacuación existente, como el sistema de Oldelval, y en el proceso de expansión exportadora de Vaca Muerta.

    Nosotros estamos hablando de prácticamente multiplicar por 10 la producción operada que hoy tiene la compañía, de la mano del shale, por supuesto”, indicó.

    En un escenario de desarrollo exitoso, la empresa proyecta alcanzar volúmenes relevantes: “Podemos llegar a unos 50.000 barriles provenientes de shale, más los 7.000, 10.000 barriles que estamos produciendo de convencional nos llevarían a una compañía de alrededor de 60.000 barriles”, subrayó.

    Más allá del piloto inicial, Tango Energy trabaja en una estrategia de largo plazo que incluiría la presentación de un proyecto bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). La iniciativa partiría de las tres concesiones rionegrinas y contemplaría un desarrollo masivo.

    Vamos a presentar un proyecto en RIGI, este proyecto que parte de la base de estas tres concesiones, con 250 pozos requiere una inversión de alrededor de 3.000 millones de dólares”, anticipó Iuliano. Para el ejecutivo, el régimen puede ser un instrumento decisivo para acelerar el despliegue de capital en la formación: “Creo que es una herramienta clave para la aceleración de Vaca Muerta”.

    La apuesta se inscribe en una mirada más amplia sobre el rol de Río Negro en la plataforma exportadora de crudo que viene consolidando la Argentina. “Río Negro se ha convertido en un factor clave en esta plataforma de exportación de crudo que venimos construyendo desde hace más de 10 años, que se llama Vaca Muerta”, planteó.

    Iuliano también trazó una comparación con los inicios del desarrollo no convencional, cuando la formación todavía era una apuesta de alto riesgo. “Vaca Muerta, hace 10 años, 12 años atrás, era para creyentes, la verdad que éramos muy pocos los que realmente creíamos”, recordó.

    En ese momento, el desafío era demostrar si Argentina podía replicar el modelo estadounidense. “El punto clave era si nosotros desde Argentina íbamos a ser capaces de replicar el éxito que había tenido Estados Unidos en el desarrollo”, agregó.

    Para el CEO de TanGo, la formación ya ingresó en una etapa de madurez y tiene condiciones para consolidarse como un polo exportador. “Vaca Muerta ya tiene una etapa de madurez en la cual nadie duda de que puede convertirse en un centro de exportación crudo desde Argentina con un impacto en la balanza energética de 20.000 millones de dólares”, afirmó.

    El desafío, advirtió, será gestionar el crecimiento operativo que se viene. La aceleración de proyectos demandará más servicios, infraestructura, viviendas, rutas y capacidad logística. En paralelo, la coyuntura internacional abre una oportunidad para la Argentina como proveedor confiable. “Podemos ser un proveedor seguro de petróleo, de energía, en una zona global en donde históricamente no hay guerras, no están los problemas que puede tener Medio Oriente o el Este de Europa”, concluyó.

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