Autor: Más Energía

Rio Tinto, la segunda compañía minera más grande del mundo, se convirtió en el principal productor de litio en la Argentina, al adquirir los activos de la compañía Arcadium Lithium. Asimismo, el gigante británico mejoró su posicionamiento en el mundo minero global.

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Con la compra de la australiana Arcadium, Rio Tinto pasó a controlar y operar dos de los seis proyectos actualmente en producción en el país, convirtiéndose en la principal productora de litio en Argentina.

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El acuerdo por la compra de Arcadium se situó en 6.700 millones de dólares, permitiéndole controlar el proyecto Salar de Olaroz, en Jujuy. Río Tinto ya tenía los proyectos Fénix, ubicados en Catamarca y está pronto a incorporar el proyecto Rincón, en Salta.

Luego de concluida la compra, la compañía pidió incorporarse al RIGI (Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones), con el objetivo de invertir 2.500 millones de dólares en la ampliación de su planta en Rincón Litio.Estipulan que estas obras concluyan a mitad de año, lo que le daría a Río Tinto el control de tres proyectos de litio para exportar el valioso mineral.

Una potencia de litio

«La adquisición establece a Rio Tinto como líder mundial en el suministro de materiales para la transición energética y como un importante productor de litio, con una de las bases de recursos de litio más grandes del mundo. Rio Tinto Lithium tiene como objetivo aumentar la capacidad de sus activos de nivel 1 a más de 200 mil toneladas por año de carbonato de litio equivalente (LCE) para 2028″, señaló la compañía en un comunicado.

«Creemos que estamos bien posicionados para suministrar los materiales necesarios para la transición energética, manteniendo al mismo tiempo nuestro enfoque en respetar a las comunidades locales, minimizar los impactos ambientales y generar valor para los accionistas y otras partes interesadas», enfatizó el director ejecutivo de Rio Tinto, Jakob Stausholm.

Río Tinto es una empresa minera que comenzó a operar en 1873 y es líder en el mercado global de hierro, aluminio y cobre. Asimismo, la compañía operó en Mendoza con Potasio Río Colorado hasta 2009, cuando vendió el proyecto a la minera brasileña Vale.

Los gobernadores de las provincias mineras aprovecharon al máximo el viaje a Canadá por la PDAC 2025 con múltiples reuniones con inversionistas, mineras, organismos multilaterales de crédito y entidades financieras.

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Mendoza fue una de las más activas y la única que tuvo su “Mendoza Day”, como denominaron al encuentro con inversores dentro de la Bolsa de Valores de Toronto en el cual acordaron enviar una misión a la provincia cuyana en abril y trabajar en vehículos de financiamiento para proyectos mineros de exploración.

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También se juntaron con Teck Resources Limited, empresa especializada en zinc y cobre, con United Mining Projects Corporation, firma de Emiratos Árabes dedicada a infraestructura minera, y Demir Export, una minera turca que mostró interés en el cobre, el zinc y el plomo.

Los gobernadores avanzan

“El RIGI permitió bajar la presión impositiva e igualarla con países como Chile o Perú. Se ha revertido una tendencia de 60 años de macroeconomía donde había consensos de que tener déficit no era malo. Si conseguimos la aprobación del estudio de impacto ambiental de San Jorge, entre 18 y 24 meses se puede estar viendo cobre en ese proyecto”, dijo Alfredo Cornejo.

La vecina San Juan se juntó con el gigante BHP y su vicepresidente René Mugas, quien confirmó que enviará un equipo de geólogos para avanzar en nuevas exploraciones. “El 54% de toda la exploración del 2024 se hizo en San Juan y en el cobre más del 75%”, resaltó el gobernador Marcelo Orrego.

Además de estas tareas que apuntan a descubrir nuevos proyectos, el foco de San Juan pasa porque este año se concrete la decisión final de inversión tanto de Los Azules como del distrito Vicuña (que une los proyectos Josemaría y Filo del Sol).

Por el lado de Jujuy, indicaron que tuvieron reuniones con el Banco Mundial y varias empresas de litio, entre las que se destacaban una de India y otra de Turquía. “Hay un proyecto ahí de ampliar una de las plantas y buscando desarrollar esta nueva tecnología de la extracción directa, así que esperamos este año a ver si podemos concretar eso, y luego tenemos proyectos de tierras raras, que esperamos también ver si avanzan”, subrayó el gobernador Carlos Sadir.

La sorpresa

Una de las presencias más extrañas fue la de La Rioja, donde hasta hace poco tenían una postura sumamente anti minera y no adhirieron al RIGI. Ahora en cambio, estaban tan entusiasmados, que llevaron a la comitiva más numerosa del país con 18 participantes.

“Somos la provincia más nueva en esta materia, pero la más antigua históricamente. Por decisión política de la provincia, no teníamos licencia social. Pero ahora dejamos afuera la zona de Famatina que era la que generaba más confrontaciones y estamos prospectando otras áreas con resultados positivos en materia de cobre y litio”, manifestó Ricardo Quintela.

Finalmente, estuvieron presentes el ministro de Producción de Salta, Martín de los Ríos, que le dio prioridad a las reuniones por el proyecto Taca Taca, el vicegobernador de la provincia de Catamarca, la secretaria Andrea Confini de Río Negro, y Nadia Ricci, secretaria de Minería de Santa Cruz.

Pampa presentó este jueves ante inversores sus resultados del cuarto trimestre de 2024 e informó los logros alcanzados durante el año pasado. Crecimiento en su producción de gas y energía eléctrica, avances en el desarrollo de Rincón de Aranda y su solidez financiera fueron los puntos más destacados.

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Gustavo Mariani, CEO de Pampa, dijo: “Tuvimos un excelente 2024, donde nuevamente consolidamos nuestro crecimiento. La producción de gas aumentó un 21% respecto a 2023, lo que significa casi un 80% respecto a 2017”. “Además, estamos con una sólida posición financiera. Nuestro EBITDA creció un 19% interanual y la deuda neta se redujo a 410 millones de dólares, el nivel más bajo desde 2016” agregó.

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En energía eléctrica, la compañía destacó que durante 2024 se consolidó por séptimo año consecutivo como el mayor generador privado del país, con un aporte del 15,3% del total país y un crecimiento del 4% con respecto a 2023. Este logro fue posible gracias a una disponibilidad del 95% en su parque generador y la puesta en marcha de su Parque Eólico Pampa Energía VI.

La ventana de petróleo

Además, la empresa informó que continúa trabajando en su yacimiento Rincón de Aranda, donde tiene planificada una inversión de 1.500 millones de dólares para multiplicar por diez su producción de petróleo. Actualmente, ya completó un pozo y perforó tres pads adicionales, mientras avanza en la construcción de instalaciones, un gasoducto y un oleoducto.

Para 2025, planea completar siete pads con cuatro pozos cada uno y alcanzar una producción de 20 mil barriles de petróleo diarios durante el segundo semestre del año. En abril comienza la producción, en línea con la puesta en marcha del oleoducto Duplicar de Oldelval.

También se destacó el avance en la licitación del proyecto presentado por TGS, empresa co-controlada por Pampa, para la ampliación del sistema de transporte de gas. Una iniciativa privada que contempla una inversión de 700 millones de dólares, para aumentar la capacidad del Gasoducto Perito Moreno y ejecutar obras de ampliación en el sistema regulado de TGS.

Por último, Pampa afirmó que gracias al mercado de deuda internacional pudo extender a 7 y 10 años su perfil de deuda, emitiendo dos bonos con las tasas de interés más competitivas del mercado y cancelando completamente su bono de 2027.

Shell obtuvo la aprobación ambiental para su plan de instalación y puesta en marcha en frío del campo de gas Crux. La autorización proviene de la Autoridad Nacional de Seguridad y Gestión Ambiental del Petróleo Offshore (NOPSEMA), lo que marca un paso clave en el desarrollo del proyecto en la Cuenca Browse, a 190 km de la costa de Australia.

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El proyecto Crux, aprobado en mayo de 2022, está ubicado en aguas comunes, a unos 620 km al noreste de Broome. Con una profundidad de aproximadamente 165 metros, el desarrollo es liderado por Shell en asociación con SGH Energy. La primera autorización ambiental se otorgó en 2020 con la aprobación del Proyecto Offshore Crux (OPP).

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El desarrollo de Crux

La reciente aprobación ambiental del 5 de marzo de 2025 permite a Shell avanzar con la instalación de la infraestructura del proyecto, que incluirá el gasoducto de exportación, subestructuras y plataformas, así como actividades de puesta en marcha en frío. Estas actividades se llevarán a cabo en la licencia de producción AC/L10 y en las licencias de gasoductos WA-33-PL y AC/PL1.

El cronograma prevé que los trabajos comiencen en 2025 y se extiendan hasta la segunda mitad de 2027. La duración del proyecto dependerá de la disponibilidad de embarcaciones, eficiencia operativa y condiciones climáticas. Se espera que las actividades se desarrollen en varias fases, con trabajos de instalación y puesta en marcha que duren aproximadamente tres años.

La infraestructura incluirá una plataforma operada de manera remota desde Prelude y conectada mediante un gasoducto de exportación de 160 km. Se perforarán inicialmente cinco pozos, y la plataforma permitirá la transferencia de gas hacia la planta flotante Prelude FLNG para su procesamiento y licuefacción.

Impacto y perspectivas del proyecto

El gas extraído del yacimiento Crux servirá como fuente de gas de relleno para la instalación Prelude FLNG. Se estima que la capacidad de suministro alcanzará los 550 millones de pies cúbicos estándares de gas por día. Este suministro contribuirá significativamente a la producción de gas natural licuado (GNL) en la región.

Además, Shell implementará un plan de inspección, mantenimiento y reparación (IMR) para la infraestructura instalada. Aunque se ha diseñado para minimizar la necesidad de intervenciones, factores como interacciones de terceros o ciclones severos podrían requerir mantenimiento adicional. Durante el periodo de preservación, que durará aproximadamente dos años, se garantizará la integridad de la infraestructura antes de la producción a gran escala.

La apuesta de Shell

Los trabajos incluyen la instalación del gasoducto de exportación en un período estimado de cinco meses, la instalación de la conexión flexible y el umbilical en seis semanas, y la instalación de la subestructura de Crux en un período de tres meses. Además, la instalación de las plataformas tomará aproximadamente seis meses, mientras que las modificaciones en Prelude y las actividades de conexión y puesta en marcha en frío se extenderán por cerca de dos años.

Cada una de estas actividades se ejecutará las 24 horas del día, los siete días de la semana, considerando los requerimientos operacionales y de seguridad. Shell destaca que la planificación del proyecto ha considerado todos los escenarios posibles para garantizar su viabilidad en cualquier época del año.

Como parte de su estrategia de optimización operativa, Shell ha adoptado software basado en la nube para la gestión de datos y activos en proyectos como Crux. Este enfoque busca mejorar la eficiencia en la administración de infraestructuras complejas y asegurar un desempeño óptimo a largo plazo.

El gasoducto y las modificaciones en Prelude permitirán iniciar la producción en 2027, consolidando a Shell como un actor clave en la industria del gas natural licuado en Australia y fortaleciendo su presencia en el mercado energético global