Autor: Más Energía

  • Leviathan: el proyecto de gas que busca revitalizar Chevron

    Leviathan: el proyecto de gas que busca revitalizar Chevron

    Chevron y sus socios presentaron un plan actualizado de desarrollo del yacimiento Leviathan, que se encuentra frente a las costas de Israel, al Comisionado de Petróleo del Ministerio de Energía e Infraestructuras para una nueva expansión de la capacidad del campo.

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    Según NewMed Energy, uno de los socios del proyecto, la actualización se centra principalmente en la Fase 1B del desarrollo del bloque. Esta fase incluye la perforación de nuevos pozos de producción, la modernización de las instalaciones en alta mar y la posible adición de un cuarto gasoducto.

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    Ubicado aproximadamente a 130 kilómetros de la costa de Haifa, el yacimiento Leviathan cuenta con cuatro pozos submarinos conectados a una plataforma en alta mar a través de un colector submarino y dos gasoductos de 120 kilómetros. El proyecto produce gas natural desde finales de 2019.

    Yossi Abu, CEO de NewMed Energy, afirmó: “El yacimiento Leviathan es el centro energético más estable y fuerte del Mediterráneo. La ampliación de la capacidad de producción permitirá satisfacer la creciente demanda interna y fortalecerá el papel de Israel como proveedor de energía, además de impulsar la cooperación regional.”

    NewMed Energy posee un 45,34% de participación en el proyecto, mientras que Chevron Mediterranean y Ratio Energies tienen el 39,66% y el 15%, respectivamente. En octubre de 2024, Chevron decidió posponer el aumento de la capacidad de exportación de gas propuesto debido a la guerra entre Israel y Gaza.

    Objetivo: aumentar la producción de gas

    El plan de desarrollo actualizado contempla dos etapas dentro de la Fase 1B. La primera incluye la perforación de tres pozos de producción adicionales, la incorporación de sistemas submarinos relacionados y la expansión de las instalaciones de procesamiento en la plataforma.

    Se espera que esta fase aumente la capacidad total de producción de gas del sistema a unos 21 mil millones de metros cúbicos (bcm) por año, con un costo estimado de 2.400 millones de dólares. En agosto de 2024, los socios aprobaron una inversión de 429 millones de dólares para que el proyecto avanzara a la fase de diseño de ingeniería de front-end (FEED). Según nueva información de NewMed, el presupuesto aprobado actualmente asciende a 505 millones de dólares.

    La segunda etapa, que incluye principalmente la perforación de más pozos de producción, la instalación de sistemas submarinos adicionales y la posible construcción de un cuarto gasoducto entre el campo y la plataforma, aumentaría la capacidad máxima de producción diaria en otros 2 bcm por año, alcanzando un total de 23 bcm anuales.

    Los socios planean obtener las aprobaciones regulatorias necesarias y firmar acuerdos para la venta del gas natural de la Fase 1B en el mercado interno y para su exportación en un volumen total de más de 100 bcm. Además, esperan adoptar la decisión final de inversión (FID) para la primera etapa de la Fase 1B en los próximos meses.

    El año pasado, el proyecto recibió la aprobación del Comisionado de Petróleo para aumentar el volumen de exportación desde el yacimiento en 118 bcm adicionales, o hasta 145 bcm si se cumplen ciertas condiciones.

  • YPF y Alemania cerca de llegar un acuerdo para la venta de GNL

    YPF y Alemania cerca de llegar un acuerdo para la venta de GNL

    La gira que realizó YPF por Europa y Asia comienza a rendir sus frutos. La empresa de mayoría estatal busca abrir nuevos mercados para cerrar los contratos de GNL (gas natural licuado) y monetizar a gran escala los recursos de Vaca Muerta.

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    India fue el primer país con el que se firmó un Memorándum de Entendimiento (MOU, por las siglas en inglés) y hay conversaciones avanzadas para que se sume Alemania. Así lo confirmó el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, en diálogo con A24.

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    La misión por Japón, Corea, India, Alemania, Turquía, Hungría y Reino Unido permitió confirmar que Argentina es una nación en crecimiento y que será un país donde se pueda invertir libremente.

    El pope de la compañía volvió a destacar que sin el RIGI (Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones), no habría proyectos de GNL. “Tenemos 19 contratos firmados y estamos muy avanzados con tres empresas de Alemania”, subrayó el directivo.

    India, un paso clave

    Marín recordó que India fue el primer eslabón de una cadena que puede cambiar el destino del país. El gigante asiático es una oportunidad para crear la marca del GNL argentino. “Primero abrís mercados después tenés que acordar los acuerdos comerciales y luego se hacen los contratos donde tenés el precio, volumen, tiempos, entre otras cuestiones”, explicó.

    “Lo que tenemos firmado dice hasta 10 millones de toneladas eso significa que, para la Argentina, si llegáramos a firmar ese contrato por 10 millones toneladas a 20 años, sería un contrato de exportación de 100.000 millones de dólares”, consideró el directivo.

    En materia de producción, el acuerdo con India implicará unos 40 millones de metros cúbicos, que se traduciría a incrementar un 33% la producción actual del país.

    Los valores que se negocian

    En la gira por Europa y Asia se negociaron diferentes acuerdos con los países: Japón entre 7 y 8 millones de toneladas, Corea 2 millones de toneladas, China entre 7 y 8 millones de toneladas, la India 100 millones de toneladas, Italia entre 4 y 5 millones de toneladas, Alemania 4 millones de toneladas, Hungría 2 millones de toneladas y Turquía 2 millones de toneladas.

    Hay que recordar que Shell se unió al proyecto Argentina LNG, que buscará potenciar el mercado del gas natural licuado. Marín ponderó este acuerdo y adelantó que se vienen novedades fuertes en los próximos meses.

    “Los compradores son las tres supermajors más grandes del mundo con Shell en toda la cadena y va a ser un proyecto lo que se llama en la industria de carácter único. Será un proyecto extraordinario porque están las tres más grandes compañías del mundo”, afirmó el directivo.

  • YPF realizará otro pozo para seguir explorando el potencial de Palermo Aike

    YPF realizará otro pozo para seguir explorando el potencial de Palermo Aike

    La exploración de Palermo Aike sumará un capítulo más. Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, confirmó que se avanzará en otro pozo más para tener más conocimiento del potencial de la roca madre de la Cuenca Austral.

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    El pope de la empresa de mayoría estatal brindó detalles del primer pozo shale que se realizó en conjunto con CGC en el yacimiento Cañadón Deus.

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    “El pozo del año pasado vino con muy buen caudal, muy buena presión lo que significa que puede dar mucho volumen ergo puede llegar a ser muy rentable, pero dio un 85% de agua 15% de petróleo”, subrayó Marín y agregó “tendremos que hacer otro pozo”.

    Los datos del primer pozo

    Tal como informó +e, el primer pozo shale en Palermo Aike brindaron una performance discreta. Según los datos de la Secretaría de Energía de la Nación, el pozo CGC.SCA.Ma.x-1(h) arrojó una producción acumulada entre los meses de septiembre y noviembre de 2024 de 849,533 m3 de petróleo (5343,4 barriles diarios-bbld) y 1,196.135 Mm3 de gas.

    En septiembre de 2024, el pozo reportó 326.82 m3 de petróleo y 505.5 Mm3 de gas. En octubre, la producción de petróleo fue de 233.76 m3, mientras que la producción de gas alcanzó los 520.692 Mm3. En noviembre, el aporte de petróleo subió a 288.954 m3, mientras que la producción de gas bajó a 169.895 Mm3.

    Si se mide en barriles diarios, en septiembre aportó un promedio de 79,1 bbld; el mes siguiente bajó a 47,43 bbld, y en noviembre ascendió a 60,50 bbld.

    El futuro de Palermo Aike

    “No tenemos la expertise que hay en Vaca Muerta. Se está comenzando a conocer la formación, no tenemos un desarrollo local de proveedores para todas las actividades de perforación y terminación, han venido empresas de otros lugares, de Neuquén fundamentalmente, equipos técnicos de otros lugares, y también hubo dos criterios diferentes al momento de llevarla adelante, que eran dos empresas que estaban trabajando en forma conjunta”, explicó Jaime Álvarez, ministro de Energía de Santa Cruz.

    Para acelerar el desarrollo de la roca madre de la Cuenca Austral, Santa Cruz planea organizar un “roadshow” internacional que promocionará la cuenca y buscará atraer inversiones extranjeras. “Estas operaciones requieren capital intensivo y un conocimiento especializado. Muchas empresas con experiencia en no convencional ya están en Vaca Muerta y podrían replicar su trabajo en Palermo Aike. Necesitamos captar inversores nacionales e internacionales que tengan la capacidad financiera para sumarse a este desarrollo inicial”, destacó el ministro.

    Según Álvarez, el 2025 será un año clave para consolidar el desarrollo de Palermo Aike. “Habremos avanzado significativamente en la exploración y recopilación de datos geológicos. Se realizarán más perforaciones y los equipos estarán mejor adaptados a las condiciones locales. También comenzaremos a desarrollar proveedores confiables que contribuirán a reducir los costos operativos”, explicó.

  • Más eficiente: YPF bate un nuevo récord de perforación en Vaca Muerta

    Más eficiente: YPF bate un nuevo récord de perforación en Vaca Muerta

    YPF alcanzó un hito al lograr un nuevo récord de velocidad en perforación horizontal. La compañía nacional alcanzó los 1.747 metros en 24 horas en el Bloque La Angostura Sur, en la formación Vaca Muerta. Este avance representa un significativo en su intento de mejorar la eficiencia operativa en las operaciones de construcción de pozos shale.

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    El logro fue posible gracias a la implementación de tecnología de última generación en el Real Time Intelligence Center de YPF, un centro de monitoreo en tiempo real que optimiza cada fase del proceso de perforación, garantizando mayor precisión y reducción de tiempos de ejecución.

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    El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, aseguró que «este récord es el resultado del compromiso, la innovación y la excelencia de nuestro equipo, respaldado por el uso de tecnología avanzada que nos permite optimizar operaciones en tiempo real».

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    Horacio Marín, CEO y presidente de YPF, en la flamante sala Real Time Intelligence Center en su torre de Puerto Madero.

    Marín también reconoció el trabajo del equipo de Upstream de la compañía: «Este resultado es fruto del esfuerzo y la dedicación de nuestro equipo, y nos permite seguir avanzando hacia un futuro energético más eficiente y competitivo».

    El cerebro digital de YPF en Puerto Madero

    El 13 de diciembre psado, en el Día Nacional del Petróleo, YPF dio un paso trascendental en su proceso de modernización con la inauguración de la sala Real Time Intelligence Center (RTIC), un centro de control de última tecnología que combina inteligencia artificial, automatización y análisis de datos en tiempo real. Este espacio, que comenzó a operar hace un par de semanas, tiene un impacto directo en la fabricación de los pozos de Vaca Muerta.

    Ubicada en el piso 26 de la imponente torre de YPF en Puerto Madero, la sala permite monitorear y gestionar las operaciones de perforación y terminación de pozos a 1.400 kilómetros de distancia, desde la torre con vistas al Río de la Plata.

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    Ya no es necesario que los ingenieros de perforación y geólogos de la compañía se encuentren en el campo. En su lugar, trabajan desde este sofisticado centro de control, gestionando las operaciones en turnos de 12 horas, con un esquema de 7 días de trabajo por 7 días de descanso.

    El RTIC no es solo una sala de monitoreo; es el epicentro de la toma de decisiones críticas para YPF. A través de un software especializado, los ingenieros pueden controlar más de 60 variables en tiempo real, lo que les permite tomar decisiones rápidas y precisas para maximizar la velocidad de perforación y minimizar los costos operativos.

    El chatgtp de YPF

    En el corazón de este sistema se encuentra en fase de desarrollo un modelo predictivo de YPF diseñado específicamente para Vaca Muerta, basado en los datos de más de mil pozos perforados por la compañía, lo que otorga a los ingenieros la capacidad de ajustar los parámetros de perforación de manera dinámica y optimizada. El Chatgpt de YPF permitirá a los profesionales resolver problemas cotidianos en tiempo real en las operaciones de perforación y fractura, basados en la analítica de datos que acumula el historial de pozos.

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    La sala de control permite a los operadores reducir significativamente los tiempos de perforación y mejorar la geonavegación en la formación de Vaca Muerta, sobre una franja de 10 metros a 3 mil metros de profundidad por la cual se mueve el trépano a lo largo de unos 4 mil metros en la rama lateral de los pozos. Con precisión quirúrgica, desde el centro de control los ingenieros controlan el el direccionamiento de la herramienta, segundo a segundo, a 1.400 km de distancia. En uno de los pozos perforados en 19 días, gracias a las optimizaciones, se logró ganar un día completo de perforación.

    Además, el sistema está diseñado para detectar y corregir errores en tiempo real, y evitar su repetición en futuras operaciones. Ese salto de calidad tecnológico permite actuar antes de que que las fallas sucedan, las cuales en la industria petrolera se cuentan con pérdidas de miles de dólares.

  • Salta anota su primera exportación de litio y proyectan llegar a 100 mil toneladas este año

    Salta anota su primera exportación de litio y proyectan llegar a 100 mil toneladas este año

    El litio argentino concretó un nuevo paso para consolidarse entre los grandes jugadores globales con el envío de la primera exportación desde la provincia de Salta. Un distrito que hasta ahora no tenía proyectos activos y que en los próximos meses sumará una gran cantidad que la colocarán como la principal exportadora argentina de este mineral.

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    En este caso, el cargamento salió del salar Centenario Ratones que opera la francesa Eramine y que inauguró hace pocos meses tras invertir unos 800 millones de dólares. “Haber alcanzado este hito marca el inicio de una nueva etapa para nuestra empresa y para la provincia. Seguimos avanzando en el desarrollo de un modelo industrial sustentable y rentable, con altos estándares de seguridad y tecnología de vanguardia”, destacó Alejandro Moro, CEO de Eramine.

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    La planta tiene capacidad para unas 24.000 toneladas, pero se habla de una futura expansión hasta 75.000 en pocos años. Ya inaugurado, pero todavía sin exportar, también tenemos el proyecto salteño de Posco, el gigante surcoreano, que tendrá una capacidad de 25.000 toneladas equivalentes entre el salar hombre muerto y su planta de hidróxido de litio, la única del país, ya que el resto produce carbonato de litio.

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    Centenario Ratones es la primera mina de producción de litio en Salta

    El otro proyecto prometedor de litio en Salta

    En la misma situación se encuentra la china Ganfeng que acaba de inaugurar el proyecto Mariana, también en Salta, con capacidad para 20.000 toneladas. El otro gran proyecto salteño que se viene es Rincón, de Río Tinto, que este año entraría con una pequeña producción de 3.000 toneladas, pero con la inversión que anunciaron en diciembre de 2.500 millones de dólares, la piensan llevar a 60.000 toneladas en unos tres años.

    “En 2023 vimos un crecimiento de la producción de litio del 30%. Los datos preliminares del 2024 hablan de un crecimiento del 60%. Y en 2025 vamos a estar, con facilidad, por arriba del 50%. Esto tiene que ver con las inauguraciones de proyectos nuevos”, señalaron desde CAEM.

    De todos modos, este proceso lleva su tiempo y es gradual porque la puesta a punto de las plantas es progresiva. “Si contabilizamos los tres proyectos que ya estaban en producción y sus ampliaciones en marcha, este año vamos a superar las 100.000 toneladas fácilmente”, dijeron desde la cámara.

    Ya más adelante, la consultora Aleph Energy espera que haya unos 11 proyectos operativos que están en construcción o en proceso de ramp up, por el equivalente a unas 317.000 toneladas, unas cinco veces más que el promedio de 2024. Todo eso sin contar con otros 20 proyectos en etapa de factibilidad y pre factibilidad, donde también se destaca la presencia salteña.

  • Vaca Muerta: en qué empresas recomienda invertir una prestigiosa consultora

    Vaca Muerta: en qué empresas recomienda invertir una prestigiosa consultora

    El creciente interés en Vaca Muerta está impulsado por su enorme potencial, el desarrollo de infraestructura y su impacto en la economía. Con nuevos proyectos en marcha y un enfoque en la exportación, la formación se perfila como un actor clave en el mercado global de energía. Esa es una de las conclusiones a las que llega S&P Global Ratings.

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    Un reciente informe destaca el fuerte crecimiento de la producción no convencional en Vaca Muerta resaltando el impacto de las inversiones en infraestructura y su relevancia para la economía nacional.

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    El potencial del shale

    De acuerdo con S&P Global Ratings, Vaca Muerta alberga la segunda mayor reserva de gas no convencional y la cuarta de petróleo de esquisto a nivel mundial. Sus recursos estimados alcanzan los 308 billones de pies cúbicos de gas y 16.200 millones de barriles de petróleo.

    En 2024, la producción de gas shale llegó a 64,1 millones de metros cúbicos diarios, representando el 49% de la producción total del país, mientras que la de petróleo no convencional alcanzó los 353.000 barriles por día, un 55% del total nacional.

    El informe también destaca que el crecimiento sostenido de Vaca Muerta requiere inversiones estratégicas en infraestructura:

    • Proyecto Oldelval Duplicar Plus: Con una inversión de 1.000 millones de dólares, este proyecto ampliará la capacidad de transporte de crudo a 540.000 barriles de petróleo equivalente por día (boepd) y se espera que esté en operación en el primer trimestre de 2025.
    • Oleoducto Vaca Muerta Sur: En su primera fase, financiada por YPF con 200 millones de dólares, conectará Loma Campana con Allen. La segunda fase, con una inversión de 3.000 millones de dólares, incrementará la capacidad de transporte hasta 700.000 boepd.
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    YPF avanza con las tareas para el oleoducto Vaca Muerta Sur.

    Perspectivas de largo plazo

    El gas natural licuado (GNL) juega un papel clave en el futuro de Vaca Muerta, según S&P Global Ratings. Destacan dos proyectos principales:

    • Southern Energy S.A.: Con una inversión de 2.900 millones de dólares, este proyecto desplegará un buque licuador en el Golfo San Matías, con una capacidad inicial de 2,45 millones de toneladas por año (mtpa). Su inicio de operaciones está previsto para 2027.
    • Proyecto GNL Argentina: Consiste en un gasoducto de 580 km y una terminal en Sierra Grande. Su primera fase alcanzará 10 mtpa, con la posibilidad de expandirse a 30 mtpa en la próxima década.

    El desarrollo de Vaca Muerta es esencial para la autosuficiencia energética de Argentina. S&P Global Ratings señala que en 2024, el país logró un superávit en la balanza comercial energética de 4.800 millones de dólares, después de 14 años de déficit. Se espera que este superávit crezca hasta 12.500 millones en 2026, impulsado por el aumento en las exportaciones de petróleo y gas.

    Las empresas evaluadas por S&P Global Ratings

    El informe también analiza las perspectivas de varias empresas con presencia en Vaca Muerta:

    YPF lidera la producción no convencional con un 45% de su extracción proveniente de shale. La empresa busca mejorar eficiencia y reducir costos de extracción, proyectando una disminución de 15,4 a 9 dólares por barril entre 2024 y 2026. Aunque espera una caída en producción a 475.000 boepd en 2025, prevé un fuerte repunte en 2026 con mayor rentabilidad.

    Pampa Energía, tercer mayor productor de gas shale, ha incrementado su inversión en petróleo tras la adquisición del bloque Rincón de Aranda. Se proyecta que su producción pase de 5.100 a 40.000 boepd en 2027, con un EBITDA estimado de 1.200 millones de dólares en 2026.

    GeoPark, con la compra del bloque Mata Mora Norte, busca diversificar su producción. En 2024 generó 5.700 boepd y planea llegar a 20.000 en 2028. La empresa invertirá 250 millones de dólares en exploración y desarrollo en los próximos dos años.

  • Cobre: un mercado con similtudes al Oil&Gas, pero con brillo propio

    Cobre: un mercado con similtudes al Oil&Gas, pero con brillo propio

    El cobrees uno de los elementos clave de la transición energética. El mineral rojo es uno de los pilares de la electromovilidad y será vital para las economías del mundo en un futuro cercano. En este contexto, las miradas apuntan a la Cordillera de los Andes.

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    Desde el sur de Perú, abarcando el norte y centro de Chile y el centro oeste de Argentina, la cordillera es la franja con más reservas de cobre en el mundo.

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    Argentina tiene en marcha la construcción de un proyecto de cobre de clase mundial, y otros tres en etapas avanzadas de desarrollo, los que permitirán al país ubicarse en la próxima década dentro de la lista de los diez principales productores del mundo con unas 810.000 toneladas anuales. Sin embargo, hay una serie de obstáculos que preocupan y ocupan a los proyectos.

    En diálogo con +e, Michael Meding, vicepresidente de McEwen Copper y gerente general del proyecto Los Azules, compartió su visión sobre el estado actual de la industria minera en Argentina, los desafíos de la exploración y el papel estratégico del cobre en la transición energética global.

    Desafíos y oportunidades

    Uno de los problemas que se pueden emparentar con los hidrocarburos es la falta de equipos. Meding destacó que, a diferencia de otras empresas exploradoras, McEwen Copper cuenta con una flota propia de equipos de perforación, adquiridos años atrás para garantizar la disponibilidad de maquinaria en un contexto donde el acceso a equipos especializados es limitado.

    «Somos la única empresa exploradora en esta etapa que, además de trabajar con contratistas, tiene su propia flota de equipos de perforación», afirmó.

    Esta estrategia no solo asegura la continuidad de los trabajos de exploración, sino que también fomenta el desarrollo de proveedores locales. «La mitad de nuestras máquinas fueron asignadas a contratistas con buenas propuestas, lo que les permite avanzar en sus trabajos y entregar resultados«, explicó el directivo.

    Sin embargo, el ejecutivo reconoció que el aumento de costos en dólares ha impactado negativamente en la exploración minera en Argentina. «La exploración está cayendo debido al incremento de costos. Aunque la economía local mejora, los costos en dólares limitan nuevas exploraciones, que son la base de futuros proyectos«, detalló.

    A pesar de los desafíos, Meding se mostró optimista respecto al futuro de la industria. «2025 será un buen año para la minería. La imagen internacional del sector ha mejorado, y esperamos que muchos proyectos logren financiamiento y avancen en sus trabajos», señaló.

    El directivo destacó que, aunque algunos subsectores como el litio enfrentan dificultades debido a la caída de precios, Argentina se ha vuelto más competitiva gracias a medidas como el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones. «El RIGI es una enorme mejora para atraer inversiones millonarias, especialmente en proyectos de largo plazo y alto riesgo«, afirmó.

    Meding también comparó el escenario argentino con el de Chile y Perú, países tradicionalmente líderes en minería. «Argentina ahora está más cerca de competir con Chile y Perú, aunque todavía hay desafíos en términos de infraestructura», explicó.

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    Los Azules es uno de los proyectos de cobre más importantes del país.

    Competitividad y paz social

    En su análisis comparativo, Meding resaltó que, aunque Argentina ha mejorado su competitividad, todavía enfrenta desafíos en términos de infraestructura minera. «Chile tiene una infraestructura mucho más desarrollada, lo que facilita la ejecución de proyectos mineros. En Argentina, muchas veces las empresas deben asumir costos adicionales para crear esa infraestructura», señaló.

    Sin embargo, el ejecutivo destacó que Argentina tiene ventajas significativas, como la paz social y la licencia social en provincias mineras como San Juan. «En general, en las provincias donde la minería ya está activa, hay baja conflictividad y un ambiente favorable para la inversión», afirmó.

    Meding también resaltó la importancia de la continuidad en las políticas pro mineras en San Juan, que brindan tranquilidad a los inversores. «San Juan tiene una política pro minera de más de 20 años, lo que es clave para atraer inversiones. Esta continuidad, independientemente de los cambios de gobierno, da confianza a los empresarios», agregó.

    Se espera que el cobre argentino juegue un papel fundamental en la transición energética. Meding explicó que el cobre es un componente esencial para tecnologías como vehículos eléctricos, energías renovables y sistemas de almacenamiento de energía.

    «El consumo anual de cobre es de alrededor de 25 millones de toneladas, pero se estima que para 2050 la demanda podría alcanzar entre 50 y 68 millones de toneladas», detalló. Esto representa un desafío significativo para la industria minera, ya que la producción actual no está aumentando al ritmo necesario para cubrir esta demanda.

    Asimismo, Meding subrayó que, dado el déficit proyectado, proyectos como Los Azules tendrán un rol estratégico. «Es poco razonable esperar que se abran suficientes proyectos para cubrir la demanda futura. Por eso, anticipamos un escenario de precios al alza, lo que favorece la inversión en proyectos de cobre como el nuestro», consideró.

    Un actor clave para el cobre

    El proyecto Los Azules, ubicado en la provincia de San Juan, es uno de los depósitos de cobre más grandes de Argentina y está posicionado para jugar un papel importante en el abastecimiento global de este metal. Con reservas estimadas en millones de toneladas, el proyecto busca convertirse en una fuente confiable de cobre de alta calidad.

    Meding explicó que, además de su potencial productivo, Los Azules está diseñado con un enfoque en la sostenibilidad y el respeto por el medio ambiente. «Estamos comprometidos con prácticas mineras responsables que minimicen el impacto ambiental y maximicen los beneficios para las comunidades locales», afirmó.

    Otro tema que se debe tener en cuenta en la minería es la influencia de la geopolítica. Meding destacó que Argentina tiene una ventaja significativa al no estar involucrada en conflictos internacionales, lo que la convierte en un destino atractivo para inversores.

    «Argentina tiene un escenario geopolítico estable, lo que es clave para atraer inversiones en proyectos de largo plazo. En un mundo donde los conflictos pueden afectar la cadena de suministro, esta estabilidad es un activo importante», explicó.

    La combinación de políticas pro mineras, paz social, estabilidad geopolítica y un escenario internacional favorable posiciona a Argentina como un actor relevante en el futuro de la minería mundial. Los proyectos como Los Azules, Taca Taca y El Pachón, entre otros, no solo contribuirán al desarrollo económico del país, sino que también jugarán un papel crucial en la transición hacia un futuro más sostenible y energéticamente eficiente.

  • Halliburton despidió 300 trabajadores en Chubut y el viernes podría romperse la paz social

    Halliburton despidió 300 trabajadores en Chubut y el viernes podría romperse la paz social

    La incertidumbre que marcó el final del 2024 en Chubut parece que se extiende al comienzo de este 2025. El mapa del convencional se reconfigura, pero todavía sufre la inestabilidad que genera la migración de equipos al shale, la baja en la producción y los coletazos que puede generar el escenario político económico.

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    La nueva pálida vino por parte de Halliburton. La empresa de servicios envió 290 telegramas de despidos aduciendo la imposibilidad de garantizar rentabilidad a las operaciones que lleva adelante en la Cuenca del Golfo San Jorge.

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    Los despidos fueron divididos entre 160 trabajadores convencionales y 130 jerárquicos. Un aspecto que preocupó a los operarios es que la base de operaciones ubicada en el barrio Industrial de Comodoro Rivadavia estaba cerrada con candados. Esto llevó al gremio de petroleros convencionales a realizar la denuncia en la Secretaría de Trabajo.

    “Halliburton Argentina violenta su obligación y compromiso de paz social asumido en las actas paritarias”, sostuvo el secretario adjunto del Sindicato del Petróleo, Gas y Energías Renovables de Chubut, Carlos Gómez.

    Para el dirigente gremial, los despidos son injustificados por que se solicitó que los telegramas queden sin efecto. Sin embargo, la empresa de servicio ratificó la medida tomada. En tanto, la Secretaría de Trabajo dictaría conciliación obligatoria para evitar que se ponga en juego la paz social.

    “Ponen en juego la paz social”

    En declaraciones radiales, Gómez manifestó que la actitud de Halliburton “es una falta de respeto” a la región y calificó la decisión de la compañía como “drástica y destructiva”.

    El próximo paso que esperan los gremios es el despido de los trabajadores que se desempeñan en las empresas contratistas y subcontratistas de Halliburton.

    “Esto es toda una cadena de valor que moviliza la perforación, los equipos de torre fundamentalmente con todo el sector de operaciones especiales y esta decisión tan drástica que ha asumido Halliburton más allá que al momento de cerrar el acta el responsable de recursos de operaciones laborales nos informaba que él había estado informando como corresponde, pero no pasa por informar el día anterior que va a mandar telegrama, pasa por generar el problema de la fuente de laburo”, cuestionó.

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    Carlos Gómez, secretario adjunto del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut.

    La fecha límite para el convencional

    “Las instrucciones son que se cumpla la conciliación y si no tenemos solución será el momento del paro general, pero se está poniendo todo el esfuerzo para preservar inversiones”, afirmó Gómez. La fecha limite será el viernes cuando se realice una asamblea en Comodoro Rivadavia.

    “Se va a hacer la reunión con todos los trabajadores seguramente el día viernes para informar cómo se va avanzando en las gestiones ante cada una de las operadoras para solucionar el conflicto”, detalló el secretario adjunto del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut.

    “Agotada la instancia de conciliación y si las operadoras y Halliburton no se ponen de acuerdo para solucionar el conflicto, se va a llevar adelante la medida de acción directa con un paro general de actividades en todos los yacimientos, pero primero se tienen que agotar la instancia de conciliación”, aseguró.

    El panorama del Golfo

    Asimismo, Gómez destacó que hay una intención de que la Cuenca del Golfo San Jorge entre en conflicto permanente haciendo alusión al conflicto que vive Santa Cruz por el retiro de operadoras y empresas de servicio.

    No queremos ser funcionales a todo lo que ha significado el gran problema que tiene que atravesar el gremio hermano de Santa Cruz, parece que alguna estrategia empresarial buscará ese objetivo, que no tengamos paz social en la Cuenca del Golfo San Jorge”, consideró.

    Gómez aseguró que el gremio tiene su propia estrategia y que no será funcional “a los intereses que persiguen las empresas que hoy habilitan este conflicto tan importante”.

  • Mendoza cedió áreas de YPF a Quintana y TSB

    Mendoza cedió áreas de YPF a Quintana y TSB

    Mendoza completó el proceso de cesión de áreas de Plan Andes con la autorización de la transferencia del Clúster Sur a las empresas Quintana y TSB, el último de los tres bloques de áreas cedidos por YPF. Se consolida así el proceso de optimización de activos y la promoción de nuevas inversiones en la provincia.

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    Esta cesión marca la culminación del proceso de reestructuración de YPF en las áreas de Mendoza denominado Plan Andes, tras la autorización de cesión de los Clústers Norte y Llancanelo.

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    “Con esta ultima autorización de transferencia culmina un proceso de mucho trabajo del equipo técnico del Ministerio de Energía y Ambiente. No se trataba solo de un cambio de jugadores sino de definir y exigir qué modelo productivo queremos para la explotación de los recursos de los mendocinos”, señaló la ministra Jimena Latorre.

    Además, Latorre destacó que “esta cesión tiene el valor agregado de un desarrollo industrial en El Portón y la exploración de la lengua mendocina de Vaca Muerta, en Cañadón Amarillo”.

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    De esta manera, se otorgan la operación de las áreas Cañadón Amarillo, Chihuido de la Salina, Chihuido de la Salina Sur, Altiplanicie del Payún, El Portón y Confluencia Sur (14,42% de participación) a la Unión Transitoria Mendoza Sur, conformada por Quintana E&P Argentina SRL, Quintana Energy Investments SA, Quintana Gas Storage and Midstream Services SA y Compañía TSB SA.

    Dentro de esta cesión, el área Confluencia Sur es una participación del 14,42% y se trata de un área no operada por YPF, ya que el operador actual es Aconcagua Energía.

    Mendoza analiza prorrogar las concesiones

    El Clúster Sur representa un bloque estratégico para el desarrollo energético provincial. La producción de las seis áreas cedidas es la siguiente:

    • Cañadón Amarillo: 155m3/d de petróleo y 18.000m3/d de gas.

    • Altiplanicie del Payún: 25m3/d.

    • El Portón: 2m3/d de petróleo y 11.000m3/d de gas.

    • Chihuido de la Salina: 50m3/d de petróleo y 200.000m3/d de gas.

    • Chihuido de la Salina Sur: 35m3/d de petróleo y 115.000m3/d de gas.

    • Confluencia Sur: 130 m³/d y 13.000m3/d de gas (no operada).

    El Gobierno de Mendoza continúa analizando el cumplimiento de las condiciones para la prórroga de concesiones dentro del Clúster Sur.

    Casos recientes, como la cesión del Clúster Norte a Petróleos Sudamericanos SA y de Llancanelo a PCR, evidencian la nueva tendencia en la industria, donde compañías más pequeñas y especializadas están asumiendo la operación de áreas convencionales.

  • Tenaris nombra director financiero y apunta a incertidumbre por aranceles de EEUU

    Tenaris nombra director financiero y apunta a incertidumbre por aranceles de EEUU

    Reuters – El fabricante italiano de tubos de acero Tenaris advirtió que la subida de aranceles al acero y el aluminio por parte del presidente estadounidense, Donald Trump, creará un «alto nivel de incertidumbre» en los costos y los precios en la segunda mitad del año.

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    Trump sorprendió a los mercados al anunciar aranceles del 25% sobre todo el acero y el aluminio importados a Estados Unidos a partir del próximo mes, lo que llevó a las industrias que dependen de esos suministros a buscar formas de compensar un esperado salto en los costos.

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    «Los probables cambios en los aranceles estadounidenses y sus posibles ramificaciones en los flujos comerciales introducirán una nueva dinámica con un alto nivel de incertidumbre para los costos y los precios en nuestros resultados», dijo Tenaris, con sede en Luxemburgo.

    Los resultados financieros de Tenaris

    Añadió en un comunicado que esperaba que sus ingresos del primer trimestre y las ganancias de su negocio principal (excluyendo partidas extraordinarias) estuvieran en línea con el trimestre anterior, antes de aumentar moderadamente en el segundo trimestre de 2025.

    A pesar de la advertencia de Tenaris, la correduría JPMorgan dijo que no esperaba que la aplicación de los aranceles tuviera un impacto negativo en los resultados financieros de la compañía.

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    «De hecho, (probablemente) llevaría a un aumento en los precios de los OCTG (Oil Country Tubular Goods) de Estados Unidos», agregó en una nota, diciendo que el aumento de los precios compensaría el mayor costo de las materias primas.

    Nuevo director financiero

    Tenaris también nombró a Carlos Gómez Alzaga como nuevo director financiero, sucediendo a Alicia Mondolo, que se jubila a partir del 2 de mayo.

    El fabricante de conductos de exploración registró una caída del 17% en las ventas netas del cuarto trimestre, a 2.850 millones de dólares, aunque por encima de sus previsiones anteriores debido a la reducción de inventarios y al adelanto de los envíos a Oriente Medio y Turquía.

    Su margen de EBITDA para el último trimestre de 2024 se situó en el 25,5%, por debajo del 28,6% registrado en el mismo periodo del año anterior.

    Tenaris también propuso un dividendo global por acción de 0,83 dólares para 2024, incluido el dividendo a cuenta de 0,27 dólares pagado en noviembre.