Autor: Mejor Energía

Con el objetivo de seguir fortaleciendo la Seguridad en los Procesos y promover una gestión integrada con sus contratistas , Pluspetrol Argentina llevó a cabo el Foro de Contratistas 2025 el pasado 4 de noviembre en la ciudad de Neuquén .

El encuentro reunió a 15 empresas contratistas clave de las áreas de Operación, Mantenimiento, Perforación y Terminación e Instalaciones   en una jornada de reflexión, alineación y trabajo conjunto centrado en la seguridad de las operaciones y la excelencia en la gestión industrial .

Durante la jornada, los equipos analizaron los principales desafíos y oportunidades de mejora en materia de seguridad, revisaron casos prácticos de gestión de riesgos y debatieron sobre liderazgo operacional , disciplina en los procesos y competencias del personal técnico .

El encuentro —que forma parte de una serie de foros que Pluspetrol organiza periódicamente con sus contratistas en distintas regiones— busca consolidar una visión compartida de seguridad y sostenibilidad , con el compromiso de repetir la experiencia anualmente en Argentina .

Más de 60 participantes, entre ellos el Country Manager de Pluspetrol Argentina , destacaron la importancia de la coordinación entre la compañía y sus contratistas para garantizar operaciones seguras, confiables y sostenibles en el largo plazo.

“La seguridad no se delega: se construye en equipo, con liderazgo, disciplina y aprendizaje constante”, fue uno de los mensajes centrales de la jornada.

El Foro de Contratistas Argentina 2025 reafirmó el compromiso de Pluspetrol con la Seguridad de Procesos como valor esencial de su cultura corporativa y como pilar para el crecimiento seguro y sostenible de la compañía y de toda su cadena de valor.

Pluspetrol es una compañía energética privada e independiente, con más de 45 años de trayectoria en Argentina , donde nació y consolidó su experiencia en exploración y producción de hidrocarburos. Actualmente tiene presencia en Argentina, Perú, Ecuador, Estados Unidos, Países Bajos y Uruguay .

En el país, es el cuarto productor de gas y petróleo , mientras que en Perú se ubica como el primer productor nacional de hidrocarburos , destacándose por su enfoque en innovación, eficiencia operativa y seguridad.

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La Comisión Técnica Mixta (CTM) de Salto Grande avanza en una nueva etapa del programa de modernización integral del complejo hidroeléctrico binacional, una iniciativa conjunta entre Argentina y Uruguay que busca actualizar la infraestructura eléctrica y de control del sistema tras más de cuatro décadas de operación continua.

En este marco, el organismo lanzó la licitación privada SG-792, destinada a la “Renovación de la red de media tensión de Salto Grande, margen derecha”, una obra clave para sustituir equipamientos envejecidos y mejorar la seguridad, confiabilidad y eficiencia operativa del sistema.

Las ofertas podrán presentarse hasta el 11 de noviembre de 2025, a las 10:00, en el Área de Materiales del complejo, y la apertura de sobres se realizará una hora más tarde, conforme el procedimiento habitual establecido por la CTM.

El proyecto contempla la renovación integral de las líneas de media tensión que vinculan los transformadores principales con los sistemas auxiliares de la central hidroeléctrica. También incluye la instalación de nuevos interruptores, tableros de protección, cables apantallados de mayor capacidad térmica y adecuaciones en los sistemas de puesta a tierra, control y supervisión.

El objetivo es garantizar una operación más segura y eficiente, reducir los riesgos de fallas y adaptar la infraestructura a los estándares tecnológicos y de ciberseguridad que demanda la gestión energética actual.

Esta licitación se suma al proceso internacional Nº 768, publicado previamente en el Boletín Oficial, que prevé el diseño, suministro e instalación de un nuevo sistema de control de producción y la construcción de un Centro de Control Unificado en la margen derecha del embalse.

Ambas iniciativas forman parte del Programa de Modernización del Complejo Hidroeléctrico Binacional de Salto Grande, financiado por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID). El plan representa una de las intervenciones tecnológicas más relevantes de la última década sobre infraestructura energética compartida entre ambos países.

Inaugurada en 1979, la represa de Salto Grande se ha consolidado como un símbolo de cooperación energética argentino-uruguaya y una pieza esencial en el sistema eléctrico del Cono Sur.

El actual programa de modernización incluye la sustitución de los sistemas de automatización y telemetría, la actualización de los controles de las turbinas Kaplan —de 135 MW cada una— y la renovación de las salas de comando y comunicaciones internas, con el propósito de prolongar la vida útil del complejo hasta mediados del siglo XXI.

Con estas obras, ambos países buscan preservar la confiabilidad operativa del sistema y adaptarlo a las demandas de la transición energética, manteniendo a Salto Grande como un nodo estratégico de integración eléctrica y desarrollo sostenible regional.

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En un contexto global donde el cobre es reconocido como uno de los metales clave para la transición energética y de creciente demanda por los próximos años, el proyecto Altar, en la provincia de San Juan, acaba de dar un paso definitivo para consolidar su posición como una de las reservas estratégicas más importantes de la Argentina.

La publicación del Estudio Económico Preliminar (PEA) por parte de su operadora, la minera junior canadiense Aldebaran Resources, representa un hito para el proyecto que no solo confirma la solidez financiera del yacimiento, sino que refleja la magnitud del compromiso requerido con un capex inicial de US$1.590 millones.

Con este paso, Aldebaran está mejor posicionada para acelerar los diálogos en el mercado para buscar un socio major que pueda afrontar la demanda de inversión, la cual, si bien parte de un presupuesto bajo para una mina de cobre de abundantes recursos, se trata apenas de una primera fase, por lo cual el desembolso podría duplicarse o triplicarse de acuerdo con la demanda futura.

A la vez, la PEA que define, entre muchos otros aspectos, el nivel de inversión, los plazos de ejecución, el plan de contrataciones y la progresión de la producción, habilita a la compañía a presentar su solicitud para adherir al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y poder contar en su plan financiero definitivo con beneficios cambiarios, aduaneros y tributarios.

La evaluación prevé un plan de desarrollo basado en una planta concentradora con capacidad para 60.000 toneladas por día (tpd), utilizando mineral proveniente de zonas a cielo abierto y subterráneas. Los resultados de este estudio muestran una larga vida de mina, con un promedio de producción de al menos 100.000 toneladas de cobre equivalente por año, minimizando al mismo tiempo la huella operativa y el gasto de capital inicial.

Los resultados se informan sobre una base del 100% del proyecto, mientras que Aldebaran posee un 80% de participación y Sibanye-Stillwater el 20% restante. El plan minero contempla una operación que optimiza el uso del capital y adelanta la extracción de zonas de mayor ley al inicio de la vida útil, aumentando la producción y generando flujo de caja anticipado.

La minería subterránea se construirá mientras la producción a cielo abierto cubre el capital inicial, lo que permite mantener una huella ambiental más reducida. Pero, además del escenario de base con planta concentradora, se colaboró con Nuton, iniciativa de la mega minera Rio Tinto, para evaluar su tecnología innovadora de lixiviación de sulfuros y producción de cátodos de cobre, que podría reducir costos y mejorar el perfil ESG del proyecto.

La información recabada hasta el momento con el desarrollo de ese proceso es positiva y demuestra la viabilidad de continuar con las evaluaciones en Altar. Al aplicar esta tecnología, se redujeron los costos de capital y operación a lo largo de la vida útil, generando mayor flujo de caja libre.

El proyecto Altar incluye infraestructura en el sitio, como obras de movimiento de tierras, instalaciones de trituración y procesamiento, así como edificios auxiliares como campamentos, almacenes y talleres, caminos de acceso, sistemas de gestión del agua e instalaciones de energía eléctrica.

Pero uno de los datos más significativos es la definición sobre la Tasa Interna de Retorno (TIR), es decir, el indicador que define la rentabilidad anualizada esperada de una inversión. Que el Estudio Económico Preliminar (PEA) de Altar proyecte un TIR después de impuestos del 20,5% es un dato crucial, porque expresa que, anualmente, el proyecto se espera que rinda esa tasa sobre el capital invertido a lo largo de sus 48 años de vida útil.

En el contexto minero, donde los proyectos son de altísimo riesgo y capital intensivo, un TIR superior al 20% es una cifra excepcional que lo coloca en una categoría de clase mundial y lo hace extremadamente atractivo para los grandes inversores internacionales.

A la alta rentabilidad que muestra el TIR se suma una métrica igualmente potente, ya que el proyecto Altar tiene un Período de Recuperación de solo 4 años, es decir, el tiempo que tardará la empresa en generar suficiente flujo de caja libre para devolver la inversión inicial total, lo que demuestra una velocidad de retorno de capital muy poco habitual.

Este rápido retorno se debe a la estrategia operativa combinada de cielo abierto y subterráneo, diseñada para optimizar el uso del capital y adelantar la extracción de zonas de mineral de mayor ley al inicio de la vida útil, lo que maximiza la producción y el flujo de caja anticipado en esos primeros años clave.

Una recuperación rápida del capital significa que el proyecto pasará la mayor parte de su extensa vida útil generando flujo de caja libre, la cual la PEA estimó en un total de US$10.700 millones, e ingresos brutos totales durante la vida útil de la mina de US$44.700 millones (antes de comisiones, pagos y transporte).

El gerente general de Altar, Javier Robeto, indicó que el estudio confirma el potencial de una operación sólida y de largo plazo. “Este avance se alinea con el contexto actual del país, que, en un giro hacia políticas pro-negocios y pro-desarrollo, refuerza el potencial de la Argentina como productor de cobre”, afirmó.

Por su parte, el CEO de Aldebaran, John Black, subrayó que este PEA sienta las bases para la próxima solicitud de inclusión en el marco de inversión RIGI de Argentina y entendió que “el momento para impulsar un proyecto de la magnitud de Altar no podría ser mejor. El país se está posicionando para emerger como un importante productor de cobre en un momento en que la demanda mundial del metal continúa en aumento”.

Ahora, la hoja de ruta durante los próximos 12 a 18 meses avanza hacia una intensa campaña de perforación para la actualización de recursos, la elaboración del Estudio de Pre-Factibilidad (PFS) y avanzar en la propuesta de escisión de la empresa derivada Centauri Minerals, que inicialmente se centrará en la exploración de cobre, oro y plata en seis proyectos de las provincias de Salta, Jujuy y Catamarca.

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“Somos la empresa petrolera más antigua de Argentina, con más de cien años de trayectoria, y desde 2017 abrimos nuestra división de renovables”, explicó Estanislao Cavallo, jefe de Gabinete de Dirección y líder de proyectos renovables de PCR, en diálogo con Modo Shale por Mitre Patagonia . “Gracias a la ley 27.191 nos hemos convertido hoy en los segundos mayores generadores de energía renovable de Argentina”.

El Parque San Luis Norte, ubicado en la localidad de Toro Negro, a 60 kilómetros al norte de la capital provincial, nació de una asociación con la siderúrgica Acindar en 2022. “Primero fue eólico y luego se convirtió en el primer parque híbrido de Argentina gracias a la combinación con energía solar que inauguramos”, detalló Cavallo.

«Aprovechamos que el recurso eólico cerca del mediodía baja respecto del resto de la jornada, y es cuando el recurso solar logra su pico; así logramos reducir la intermitencia de las renovables aprovechando la misma infraestructura que tenemos hoy», explicó el directivo sobre las condiciones bajo las que funciona en parque híbrido.

El complejo demandó una inversión total de 230 millones de dólares y cuenta con 130 MW de potencia instalada: 112 MW eólicos (25 aerogeneradores) y 18 MW solares (35.000 paneles y 600 trackers, equipos que orientan los paneles). “El proyecto cumplió en tiempo y forma con todo lo previsto, y también cumplimos el presupuesto, así que estamos muy contentos», subrayó Cavallo.

El nuevo parque permite abastecer el equivalente a la energía que demandan unos 250.000 hogares, mientras que la capacidad instalada total de PCR -siete parques eólicos más este híbrido- equivale a la demanda de 1,3 millones de viviendas.

“El grueso de nuestra generación la destinamos al consumo de grandes empresas, que gracias al mercado a término pueden contractualizar esta energía y alcanzar sus objetivos de descarbonización y sustentabilidad ”, puntualizó.

Solo el complejo de San Luis Norte permite desplazar 190.000 toneladas de CO2  al año.

Sobre las perspectivas del sector, Cavallo fue claro: «En el corto y mediano plazo vemos un gran presente para las renovables, con nuevos proyectos y anuncios. El desafío inmediato es empezar a trabajar con almacenamiento de energía, con baterías, y mantener el ritmo de inversión pese al contexto macroeconómico».

También señaló la necesidad de renovar la ley 27.191, que vence el 31 de diciembre, “para sostener las metas del sector y asegurar la previsibilidad para la inversión».

A mediano plazo, PCR planea continuar expandiendo su portafolio. “Arrancamos con eólica, seguimos con solar y estamos viendo otras oportunidades. Hay que resolver los cuellos de botella de infraestructura, pero el potencial es inmenso», afirmó.

El dato que ilustra el crecimiento: “Cammesa informó que el domingo 19 de octubre, el 44 % del consumo eléctrico nacional fue abastecido por energías renovables. El presente es espectacular y marca el crecimiento que aún tiene por delante el país”, destacó.

Para Cavallo, la articulación público-privada y la estabilidad regulatoria serán claves. «Argentina tiene uno de los mejores recursos eólicos y solares del mundo. Si logramos articular un marco estable y reglas claras, hay margen para seguir creciendo en los próximos años”, concluyó.

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Tras dos años de incrementos, las tarifas de gas natural y energía eléctrica comienzan a mostrar una desaceleración. De acuerdo con el Informe de Economía & Energía, elaborado por Nicolás Arceo, desde fines de 2024 los aumentos quedaron por debajo del índice de precios al consumidor (IPC), del tipo de cambio y de los salarios de los trabajadores registrados.

El estudio subraya que, a pesar de la recomposición registrada en los últimos años, las tarifas de gas natural en Argentina siguen entre las más bajas de América Latina. A nivel global, se ubican por debajo de las europeas, aunque por encima de las vigentes en países con alta producción de gas.

La recomposición tarifaria fue clave para reducir los subsidios energéticos, que venían creciendo de manera sostenida desde 2020. La mayor oferta de gas local y la disminución del costo de abastecimiento permitieron aliviar el gasto público sin trasladar totalmente el costo al usuario.

Entre 2023 y 2025, la expansión de la producción local redujo el costo de abastecimiento del gas. En paralelo, el precio promedio pagado por los usuarios pasó de 0,4 a 2,8 dólares por millón de BTU entre abril de 2024 y comienzos de 2025.

Esa suba llevó la cobertura del costo del gas del 12% al 61% para los usuarios del Servicio General P. Entre los hogares residenciales, los de Nivel 1 (altos ingresos) alcanzaron plena cobertura del costo entre octubre de 2024 y abril de 2025, mientras que los niveles 2 y 3 (bajos y medios ingresos) cubrieron el 44% promedio durante el invierno, cuando el costo de abastecimiento fue mayor.

Asimismo, la dispersión de precios entre distribuidoras se redujo y se observó una menor brecha entre niveles tarifarios, producto de la unificación del valor agregado de distribución (VAD) y la baja progresiva de subsidios.

En el caso de la electricidad, el informe señala que los mayores incrementos durante 2025 se concentraron en los usuarios de Nivel 2 y Nivel 3, como consecuencia de la reducción gradual de subsidios. En contraste, las tarifas de los usuarios de altos ingresos se redujeron en términos reales.

Durante los primeros nueve meses de 2025, la cobertura promedio del precio estacional sobre el costo de generación alcanzó el 68%, aunque el promedio general del año podría cerrar en torno al 85%. Por nivel socioeconómico, los hogares de Nivel 1 cubren el 85% del costo, los de Nivel 3 el 57%, y los de Nivel 2 apenas el 38%.

En paralelo, el sistema de transporte y distribución eléctrica y gasífera atraviesa un proceso de Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT). Tras los ajustes extraordinarios aplicados en 2024 —con subas de hasta 298% en el AMBA—, las resoluciones publicadas en abril de 2025 fijaron un nuevo sendero tarifario y un plan de inversiones hasta 2030.

No obstante, el informe aclara que la entrada en vigencia de la RQT no implicó nuevos saltos tarifarios significativos, dado que la recomposición de 2024 ya había absorbido buena parte del atraso acumulado.

En términos regionales, las tarifas eléctricas del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) se mantienen 40% por debajo del promedio nacional, y muy lejos de las registradas en las principales ciudades de Europa.

Pese a la mejora en la cobertura de costos, las tarifas siguen lejos de reflejar plenamente los valores internacionales de la energía, lo que plantea un desafío futuro para la sostenibilidad del esquema y la inversión en infraestructura.

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