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Autor: Más Energía

  • Nuevos pozos revelan un futuro brillante para el litio argentino

    Nuevos pozos revelan un futuro brillante para el litio argentino

    Esta semana se conoció una noticia muy alentadora para el escenario de la explotación del litio en Argentina, en general, y en Salta, en particular. Lithium & Energy Corp, miembro del Grosso Group, anunció resultados positivos en su decimocuarto pozo de exploración en el Proyecto Rincón Oeste, ubicado a 150 kilómetros del pueblo de San Antonio de los Cobres.

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    La empresa informó que se tomaron 16 muestras representativas de salmuera en intervalos de 2,5 a 3 metros a lo largo de 225 metros en el pozo RW-DDH-14. El resultado plantea una perspectiva muy promisoria, ya que se registraron concentraciones de litio que oscilaron entre 277 y 379 mg/l.

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    Pozos récords

    Miles Rideout, vicepresidente de exploración de la compañía, destacó que los 14 pozos perforados hasta la fecha han confirmado el potencial de la propiedad. “Los resultados respaldan nuestra interpretación de las formaciones conductivas identificadas mediante estudios geofísicos, validando nuestro modelo de exploración con niveles de litio competitivos”, afirmó en un comunicado difundido por la empresa.

    La perspectiva es positiva por donde se la mire. Los resultados del pozo 14 se condicen con los que habían informado días atrás en relación con los pozos exploratorios 10 y 11. Desde la empresa destacaron que las muestras recogidas en una sección de 295,5 metros del primer pozo oscilaron entre 245 y 366 miligramos por litro (mg/l) de litio. Mientras que las muestras recolectadas en una sección de 321 metros del pozo 11 fueron entre 246 y 344 mg/l de litio.

    Proyecto Rincón Oeste litio salta pozos (2).jpg

    El litio argentino sigue empujando su techo.

    Calidad excepcional

    Rideout explicó que el décimo pozo de exploración se ubicó para probar la continuidad del acuífero de salmuera a medida que la perforación se extiende hacia el este hasta la cuenca principal del salar. “Estos resultados demuestran calificaciones sólidas y continuas y una duración de intervalo excepcional”, remarcó.

    Según Lithium & Energy Corp, la exploración demuestra que en el Proyecto Rincón Oeste produjo un largo intervalo de salmueras concentradas y núcleos recuperados que contienen cloruro de sodio (halita cristalina fracturada) y sedimentos gruesos y mal cementados, que pueden ser formaciones excelentes para el potencial de bombeo.

    Sobre este proceso, informó que no han podido llegar al fondo de la formación de la cuenca en el pozo 11. Sin embargo, advierten que la compañía planea extender la perforación en curso a mayores profundidades para poder perforar la roza y definir el fondo del acuífero.

    El proyecto

    Ubicado aproximadamente a 150 kilómetros de San Antonio de los Cobres, el Proyecto Rincón Oeste cubre una superficie de 5.198,8 hectáreas de la cuenca salar. Por otro lado, consta de tres bloques de propiedades adyacentes al proyecto Rincón de Río Tinto.

    Los pozos de perforación 10 (RW-DDH-011) y 11 (RW-DDH-011) representan los dos primeros pozos del programa de seis pozos planificados para la propiedad Rinconcita II.

    A su vez, la propiedad Rinconcita II representa una extensión continua de la cuenca arenosa occidental en Rincón Oeste, hacia el Este sobre el salar de Rincón.

    Con estos avances y desarrollos, la provincia de Salta se afianza en la carrera por el litio y, de hecho, cuenta con la primera planta comercial de producción de hidróxido de litio del país.

    Junto con el Proyecto Rincón -que posicionará a la provincia como un centro clave en la industria global del litio-, Centenario Ratones -se espera que comience a exportar litio este año-, y Sal de Oro -que se estima que generará exportaciones netas de aproximadamente 260 millones de dólares anuales por los próximos 30 años- Salta presenta un panorama alentador para este mineral crítico.

  • La tendencia de los pozos slim y el ojo puesto en la limitación de los perforadores

    La tendencia de los pozos slim y el ojo puesto en la limitación de los perforadores

    El 2024 fue un año récord para Vaca Muerta con todos los indicadores en verde. No quedó registro por romper ni parámetro que mostrara una caída que preocupara a los actores de la industria. El 2025 se espera ratificar todo lo hecho el año pasado y seguir exigiendo a la maquina que arrancó y no piensa parar.

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    Para tomar relevancia de lo que significará este año, las operadoras y las empresas de servicio proyectan 24.000 etapas de fractura, lo que representa un incremento del 30% respecto al año anterior. YPF liderará con más del 50% de las operaciones, aunque se espera un ajuste leve en sus números. Este salto representa un incremento significativo respecto a las 18.000 etapas del año anterior.

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    Otro dato para tomar en cuenta es que, a finales de 2024, las operadoras ya alertaban a los proveedores sobre un 2025 con gran dinamismo. Factores como la estabilidad económica y la promesa de la eliminación del cepo cambiario generan confianza en el sector a tal punto que se han impulsado rondas de inversión con grandes firmas internacionales, captando cientos de millones de dólares para nuevos proyectos.

    Uno de los atractivos principales de Vaca Muerta es su calidad geológica. Los pozos promedian resultados comparables con los mejores del Permian, asegurando un rápido retorno de inversión. Con un retorno de inversión en un año o año y medio, la roca madre se consolida como una opción rentable y segura para los capitales internacionales.

    Los pozos XXL

    Sin embargo, el principal desafío para este 2025 no será la capacidad de fractura, sino la perforación. Se esperan cerca de 500 pozos, un aumento aproximado del 23% con respecto a los 405 pozos que se conectaron el 2024 en la formación no convencional.

    La estrategia apunta a realizar pozos más largos con el mismo equipo de perforación, maximizando la eficiencia de las etapas de fractura. Esto implica una inversión significativa en nuevas tecnologías y metodologías de perforación más eficientes.

    “Se va a ir a ramas laterales más largas. Es una lucha continua donde se está viendo cómo perforar más rápido, más largo y finito”, explicó Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, en diálogo con +e.

    Los diseños de los pozos los dividen en slim (de menor diámetro) y robusto. La industria busca optimizar los diseños de los pozos, priorizando los slims para reducir costos ya que los robustos se construyen con un sistema más grande. “Se trata de hacer en 4.5 o 5 pulgadas la mayor longitud posible. El ideal sería hacerlo en 5 pulgadas, lo más largo posible. Ese es el objetivo de las empresas”, subrayó Fucello.

    Aunque estos diseños pueden presentar mayor fricción en el bombeo, las empresas trabajan en soluciones técnicas para superar estas limitaciones. También se están implementando nuevas técnicas de perforación horizontal para mejorar el acceso a zonas de mayor productividad.

    WhatsApp Image 2024-12-03 at 12.30.34.jpeg

    La CEPH proyectó un superávit comercial para el cierre de esta década.

    Equipamiento en rojo

    Otro reto clave es el equipamiento. En 2024, los siete sets de fractura disponibles operaron a plena capacidad y para cumplir con los planes para este año se deberá recurrir a la técnica del dual frac, que permite fracturar dos pozos simultáneamente, mejorando la eficiencia en un 30%. Esta metodología ha sido adoptada principalmente por YPF, que lidera la implementación de nuevas tecnologías en el sector.

    Un aspecto determinante será la llegada de nuevos perforadores. Según Fucello, se espera que este año lleguen cuatro nuevos equipos, pero faltan contratos que asignen actividad. El aumento en la cantidad de equipos marcará el próximo salto en la producción de Vaca Muerta. Además, la incorporación de más equipos permitirá acelerar los tiempos de perforación y mejorar la logística operativa.

    “Las compañías necesitan que se le asigne montos y se le asigne actividad. Creo que cuando veamos ese incremento en la cantidad de equipos de perforación debido a contratos nuevos, será un indicador de un salto adicional de este año en la actividad”, aseguró el especialista.

    En 2024, algunas operadoras enfrentaron demoras por falta de pozos listos para fracturar. Para mitigar esta situación, se apuesta por pozos más largos, aunque esta estrategia tiene límites. En casos extremos, se han perforado pozos de 5.500 metros, donde la geología y la infraestructura desafían la operatividad. La duda de estos proyectos pasa por una planificación exhaustiva para minimizar riesgos y optimizar recursos.

    Infraestructura y nuevos horizontes

    Un factor clave para la expansión de Vaca Muerta es la infraestructura de transporte. En marzo de 2025 entra en vigencia el plan Duplicar Plus, que añadirá 300.000 barriles diarios de capacidad mediante el ducto de Oldelval. La carrera por llenar este caño será intensa, consolidando el crecimiento del Vaca Muerta y mejorando la competitividad del crudo local en el mercado internacional.

    La exploración también se expande. Se han identificado áreas rentables en Río Negro, antes descartadas por falta de profundidad y espesor de la roca. Asimismo, la actividad crecerá en el noroeste, cerca de la localidad Rincón de los Sauces, donde la infraestructura y logística representan desafíos mayores. El desarrollo de estos nuevos bloques permitirá diversificar la producción y reducir la dependencia de las áreas más explotadas.

    La falta de centros de distribución de arena y las condiciones del agua en el río Colorado complican la operación en algunas regiones. No obstante, la industria trabaja en soluciones para mantener el ritmo de crecimiento y consolidar a Vaca Muerta como un referente mundial en producción no convencional. Las inversiones en infraestructura y tecnología seguirán siendo claves para el éxito a largo plazo de la roca madre.

  • La tendencia de los pozos slim y el ojo puesto en la limitación de los perforadores

    La tendencia de los pozos slim y el ojo puesto en limitación de perforadores

    El 2024 fue un año récord para Vaca Muerta con todos los indicadores en verde. No quedó registro por romper ni parámetro que mostrara una caída que preocupara a los actores de la industria. El 2025 se espera ratificar todo lo hecho el año pasado y seguir exigiendo a la maquina que arrancó y no piensa parar.

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    Para tomar relevancia de lo que significará este año, las operadoras y las empresas de servicio proyectan 24.000 etapas de fractura, lo que representa un incremento del 30% respecto al año anterior. YPF liderará con más del 50% de las operaciones, aunque se espera un ajuste leve en sus números. Este salto representa un incremento significativo respecto a las 18.000 etapas del año anterior.

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    Otro dato para tomar en cuenta es que, a finales de 2024, las operadoras ya alertaban a los proveedores sobre un 2025 con gran dinamismo. Factores como la estabilidad económica y la promesa de la eliminación del cepo cambiario generan confianza en el sector a tal punto que se han impulsado rondas de inversión con grandes firmas internacionales, captando cientos de millones de dólares para nuevos proyectos.

    Uno de los atractivos principales de Vaca Muerta es su calidad geológica. Los pozos promedian resultados comparables con los mejores del Permian, asegurando un rápido retorno de inversión. Con un retorno de inversión en un año o año y medio, la roca madre se consolida como una opción rentable y segura para los capitales internacionales.

    Los pozos XXL

    Sin embargo, el principal desafío para este 2025 no será la capacidad de fractura, sino la perforación. Se esperan cerca de 500 pozos, un aumento aproximado del 23% con respecto a los 405 pozos que se conectaron el 2024 en la formación no convencional.

    La estrategia apunta a realizar pozos más largos con el mismo equipo de perforación, maximizando la eficiencia de las etapas de fractura. Esto implica una inversión significativa en nuevas tecnologías y metodologías de perforación más eficientes.

    “Se va a ir a ramas laterales más largas. Es una lucha continua donde se está viendo cómo perforar más rápido, más largo y finito”, explicó Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, en diálogo con +e.

    Los diseños de los pozos los dividen en slim (de menor diámetro) y robusto. La industria busca optimizar los diseños de los pozos, priorizando los slims para reducir costos ya que los robustos se construyen con un sistema más grande. “Se trata de hacer en 4.5 o 5 pulgadas la mayor longitud posible. El ideal sería hacerlo en 5 pulgadas, lo más largo posible. Ese es el objetivo de las empresas”, subrayó Fucello.

    Aunque estos diseños pueden presentar mayor fricción en el bombeo, las empresas trabajan en soluciones técnicas para superar estas limitaciones. También se están implementando nuevas técnicas de perforación horizontal para mejorar el acceso a zonas de mayor productividad.

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    La CEPH proyectó un superávit comercial para el cierre de esta década.

    Equipamiento en rojo

    Otro reto clave es el equipamiento. En 2024, los siete sets de fractura disponibles operaron a plena capacidad y para cumplir con los planes para este año se deberá recurrir a la técnica del dual frac, que permite fracturar dos pozos simultáneamente, mejorando la eficiencia en un 30%. Esta metodología ha sido adoptada principalmente por YPF, que lidera la implementación de nuevas tecnologías en el sector.

    Un aspecto determinante será la llegada de nuevos perforadores. Según Fucello, se espera que este año lleguen cuatro nuevos equipos, pero faltan contratos que asignen actividad. El aumento en la cantidad de equipos marcará el próximo salto en la producción de Vaca Muerta. Además, la incorporación de más equipos permitirá acelerar los tiempos de perforación y mejorar la logística operativa.

    “Las compañías necesitan que se le asigne montos y se le asigne actividad. Creo que cuando veamos ese incremento en la cantidad de equipos de perforación debido a contratos nuevos, será un indicador de un salto adicional de este año en la actividad”, aseguró el especialista.

    En 2024, algunas operadoras enfrentaron demoras por falta de pozos listos para fracturar. Para mitigar esta situación, se apuesta por pozos más largos, aunque esta estrategia tiene límites. En casos extremos, se han perforado pozos de 5.500 metros, donde la geología y la infraestructura desafían la operatividad. La duda de estos proyectos pasa por una planificación exhaustiva para minimizar riesgos y optimizar recursos.

    Infraestructura y nuevos horizontes

    Un factor clave para la expansión de Vaca Muerta es la infraestructura de transporte. En marzo de 2025 entra en vigencia el plan Duplicar Plus, que añadirá 300.000 barriles diarios de capacidad mediante el ducto de Oldelval. La carrera por llenar este caño será intensa, consolidando el crecimiento del Vaca Muerta y mejorando la competitividad del crudo local en el mercado internacional.

    La exploración también se expande. Se han identificado áreas rentables en Río Negro, antes descartadas por falta de profundidad y espesor de la roca. Asimismo, la actividad crecerá en el noroeste, cerca de la localidad Rincón de los Sauces, donde la infraestructura y logística representan desafíos mayores. El desarrollo de estos nuevos bloques permitirá diversificar la producción y reducir la dependencia de las áreas más explotadas.

    La falta de centros de distribución de arena y las condiciones del agua en el río Colorado complican la operación en algunas regiones. No obstante, la industria trabaja en soluciones para mantener el ritmo de crecimiento y consolidar a Vaca Muerta como un referente mundial en producción no convencional. Las inversiones en infraestructura y tecnología seguirán siendo claves para el éxito a largo plazo de la roca madre.

  • Generación distribuida: La potencia instalada en Argentina trepó 92% en 2024

    Generación distribuida: La potencia instalada en Argentina trepó 92% en 2024

    La generación distribuida en Argentina parece avanzar a paso firme. Según el Reporte de Avance de la ley nacional de Generación Distribuida 27.424, elaborado por la secretaría de Energía, la capacidad instalada en el sector pasó de 30,689 MW en 2023 a 58,996 en 2024. Este número representa un crecimiento del 44% en la cantidad de Unidades de Generación (UG) y un 92% en la potencia instalada respecto al año 2023.

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    El año pasado fue clave. De acuerdo a la información del reporte, durante 2024 se incorporó el mayor aporte de potencia instalada, 28.307 kW, los cuales representan el 48% de la potencia total instalada.

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    En términos absolutos, hay 18 jurisdicciones provinciales adheridas al Régimen de Generación Distribuida, también existen 330 distribuidoras y cooperativas inscriptas en la plataforma, para un total de 2.290 UG.

    Provincia por provincia

    A la hora de hacer un recorrido por el mapa del país para ver qué provincias se destacan, lo cierto es que el centro del país acapara todas las miradas. Para empezar, la provincia de Córdoba es, hasta el momento, la que tiene mayor cantidad de UG (998) y mayor potencia instalada (21,300 kW), mientras que el segundo lugar lo ocupa la provincia de Buenos Aires con 630 UG y 12,474 kW.

    Del resto de las jurisdicciones adheridas se destacan CABA (141 UG y 3,602 kW de potencia) y las provincias de San Juan (104 UG y 6,258 kW de potencia) y Entre Ríos (86 UG y 2,448 kW de potencia). Estas 5 jurisdicciones representan alrededor del 80% del total de la potencia instalada.

    De nuestra región, la provincia más avanzada es Río Negro, con 34 usuarios generadores y 528 kW; Neuquén cuenta con 21 UG, 280 kW; entre las dos provincias de la Norpatagonia hay más de 20 tramites en curso para una potencia de 409 kW.

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    Las provincias que lideran la Generación Distribuida en Argentina.

    Mirada detallada

    Según el informe de la secretaría de Energía, los casi 59 MW de potencia instalada en todo el país bajo el régimen de generación distribuida equivalen a la demanda eléctrica anual de más de 28.000 hogares, dato contemplado a partir de tomar como consumo promedio anual de 3.600 kW/h por hogar.

    Del total de 2.290 UG, casi un 57% (1299 UG) pertenecen al segmento residencial, mientras que el 38% (871 UG) al comercial-industrial. Entre ambos cubren el 95% del total; el restante 5% se divide entre entes y organismos oficiales (46 UG) y otros (74 UG).

    El análisis cambia si se toma la potencia instalada. En este caso el que sobresale el segmento comercial-industrial, con 46 MW (el 78,1% del total). Al segmento residencial le corresponden 5,9 MW (10%). En tanto, el segmento de entes y organismos oficiales cuenta con 3,6 MW (6,1%) y otros con 3,3 MW (5,7%).

    Para terminar el reporte destaca que existen en trámite 690 proyectos que totalizan 14,5 MW de potencia instalada.

    La tendencia

    Todo parece indicar que la tendencia de Argentina es alentadora, pero lejos está de los números de las economías más fuertes de Latinoamérica.

    El crecimiento de los sistemas de micro y mini generación distribuida de electricidad en Brasil verificado por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) en 2024 fue de 8.845,5 megavatios (MW) de potencia instalada. Según los datos divulgados por ANEEL, en 2024 se instalaron en Brasil 782.897 sistemas de MMGD, de los cuales 782.864 fueron de paneles solares fotovoltaicos, 29 de centrales termoeléctricas y cuatro de producción de energía eólica. Hubo un aumento de 1.062.923 unidades consumidoras entre las que utilizaron los excedentes y créditos de la energía generada en los sistemas instalados.

    En cuanto a México, según las cifras de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), se registró un crecimiento interanual del 48,40 %. Mientras que en el año 2023 se habían adicionado 731.92 MW proveniente de 76,101 contratos de interconexión, en 2024 se sumaron 1,086.22 MW distribuidos en 106,934 contrato

  • Quién es quién en la industria petrolera: empresas y líderes que dominan el mercado

    Quién es quién en la industria petrolera: empresas y líderes que dominan el mercado

    El año pasado fue uno de los mejores de la industria petrolera en las últimas décadas con subas de producción de la mano de Vaca Muerta que nos ponen a las puertas de tocar el récord histórico. Ya con todos los números oficiales sobre la mesa, se puede hacer un balance detallado para entender mejor la evolución del sector.

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    En petróleo se avanzó un 9,9% interanual para llegar a una producción promedio de 716 mil barriles diarios (aunque en diciembre se acercó a 780 mil): el 26% de ese volumen se destinó a la exportación y el resto al mercado interno.

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    Cuencas

    Lógicamente, la locomotora de este boom fue el shale neuquino con un salto del 27% que pudo revertir la caída de todas las otras cuencas. El convencional neuquino cayó un 4,9%, la cuenca del Golfo San Jorge un 5,3%, la Cuyana un 6,2%, la Austral un 5,9% y la del NOA un 24,8%.

    En cuanto al ranking de empresas del año bajo el criterio de propietarias (y no operadoras), YPF está en primer lugar con 258 mil barriles, PAE le sigue con 100 mil, Vista completa el podio con 68 mil, Chevron está cuarta con 50 mil, Shell llega a 45 mil, Petronas a 33 mil, CGC a 22 mil, Pluspetrol a 19 mil, Equinor a 16 mil y Phoenix a 13 mil.

    De todas estas, la que más creció en relación al 2023 fue Phoenix (61%), luego Equinor (37%), Vista (32%), Shell (20%), Petronas (18%), y Pluspetrol y Chevron igualan con un 16%.

    Bloques de petróleo

    Por su parte, los principales bloques productivos fueron Loma Campana con 83 mil barriles (repartidos entre YPF y Chevron), La Amarga Chica con 66 mil (propiedad de YPF y Petronas), Bajada del Palo con 55 mil (100% de Vista), Bandurria Sur con 48 mil (repartidos entre YPF, Shell y Equinor), Cruz de Lorena con 15 mil (de Shell en un 90%) y La Calera con 14 mil (de Pluspetrol e YPF).

    Por otro lado, el nivel de actividad mostró una situación estable en cantidad de pozos terminados por mes (solo uno más que en 2023), una caída en plataformas de perforación activas (de 47 por mes el año pasado a 37 este) y un salto en pozos enganchados de shale oil de 20 a 27.

    Vaca Muerta perforador pozos no convencional shale.jpeg

    La industria hidrocarburífera tuvo un 2024 a puro récord.

    Bloques de gas

    Respecto a la ventana de gas, se volvió a un fuerte crecimiento del 5,1% luego de un 2023 de caída, nuevamente con Vaca Muerta como motor al subir un 14,2%. Al igual que en petróleo, todas las otras cuencas de gas mostraron caídas. La convencional neuquina bajó un 9,1%, la del Golfo San Jorge un 5,5%, la Austral un 5%, la Cuyana un 15,5% y la del NOA un 5,4%.

    En este caso, las principales productoras fueron YPF 39,7 MMm3d, PAE (18,4), Tecpetrol (17,3), Total (14), Pampa (11,5), Harbour (9,4), CGC (6,2), Pluspetrol (4,9) y Chevron (1,9). En términos de suba porcentual contra 2023, la más dinámica del año fue Chevron (34,3%), seguida de Pluspetrol (26,7%), Pampa (18,7%) y Total (8,2%).

    Los mejores bloques de esta ventana fueron el histórico Fortín de Piedra de Tecpetrol (15,6 MMm3d), Aguada Pichana Este con 10,8 MMm3d (compartido por Total, Harbour, YPF y PAE), Aguada Pichana Oeste con 8,1 (repartido entre PAE, YPF y Total) y La Calera con 7,1 (de Pluspetrol e YPF).

    En términos de actividad, se vio un panorama muy estable con una leve baja de pozos terminados (de 12 a 10), una suba pequeña de plataformas de perforación activas (de 11 a 12) y una caída mínima de pozos enganchados de shale (de 11 a 10).

  • Argentina tiene la tercera reserva mundial de litio que atrae inversiones multimillonarias

    Argentina tiene la tercera reserva mundial de litio que atrae inversiones multimillonarias

    La Argentina tiene la tercera reserva mundial de litio, un mineral clave para el futuro de la movilidad eléctrica. El dato lo brindó el Servicio Geológico de Estados Unidos. El país solo es superado por Chile y Australia.

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    En la Argentina se esperan inversiones de US$ 7.000 millones a 2032, y entre las compañías interesadas se incluyen a Arcadium, Posco, Ganfeng y Rio Tinto.

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    Hay casi 40 proyectos mineros en la Argentina que tienen al litio como mineral principal: 17 en la provincia de Salta, 14 en Catamarca, 5 en Jujuy, 1 en San Juan y 1 que comparten Catamarca y Salta (Sal de oro, ubicado en la parte norte del salar del Hombre Muerto).

    Los principales yacimientos de litio

    Los yacimientos actualmente en producción se encuentran en Catamarca y Jujuy. En Catamarca, en el Salar del Hombre Muerto (a 4 mil metros sobre el nivel del mar) se encuentra el proyecto Fénix operado por la empresa Livent de capitales estadounidenses.

    En Jujuy, en el Salar de Olaroz (a 4.500 metros sobre el nivel del mar), se encuentra el proyecto Sales de Jujuy que opera una sociedad integrada por la australiana Allkem (cuenta con el 66,5% de las acciones), la japonesa Toyota Tsusho (25%) y la empresa estatal Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado, JEMSE (8,5%).

    Posco litio Salta planta de hidróxido.jpg

    En la Argentina se esperan inversiones en producción de litio de US$ 7.000 millones a 2032.

    En mayo último, Livent y Allkem anunciaron su fusión para crear NewCo, una empresa global con capacidad de producción de aproximadamente 250 mil toneladas anuales de litio para 2027 en sus proyectos operativos en la Argentina y Canadá.

    El panorama en Chile

    En el caso de Chile las inversiones proyectadas son de solo US$ 2.300 millones, a ser desarrolladas por SQM, Salado Isolation Mining Contractors (Simco) y Minera Salar Blanco.

    Chile, que en 2023 fue el segundo mayor productor, con 49.000 toneladas métricas, tiene 9,3 millones de toneladas de reservas, concentradas en el Salar de Atacama.

    A diferencia del caso argentino, donde hay muchas empresas involucradas y decenas de proyectos en desarrollo, en Chile solo dos empresas producen litio, la chilena SQM (Sociedad Química y Minera) y la norteamericana Albemarle. Son las dos principales productoras mundiales.

    Australia pica en punta

    En segundo lugar aparece Australia, que en 2024 fue la máxima productora de litio a nivel mundial, con 88.000 toneladas métricas producidas. Las reservas alcanzan las 7 millones de toneladas. Allí, la mayor operación corresponde a una sociedad conformada por la china Tianqi, la local IGO y Albemarle.

    El tercer puesto del podio en reservas lo ocupa Argentina, que tiene 4.000.000 de toneladas comprobadas. Pese a esto, por el momento la Argentina es solo el quinto productor a nivel mundial, detrás de Australia, Chile, China y Zimbabwe, ya que falta consolidar la llegada de inversiones.

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    Australia fue la máxima productora de litio a nivel mundial en 2024, con 88.000 toneladas métricas producidas.

    El ranking de reservas lo completan China (3 millones de toneladas), Estados Unidos (1,8 millones), Canadá (1,2 millones), Zimbabue (480 mil toneladas), Brasil (390 mil), Portugal (60 mil) y Namibia (14 mil).

    El caso de Bolivia

    En las estadísticas no figura Bolivia que, junto a la Argentina, está primera a nivel mundial en recursos de litio, con 23 millones de toneladas.

    Esto es porque el organismo norteamericano distingue entre “reservas” y “recursos”, y en Bolivia no está comprobado que sean económicamente explotables. La producción mundial de litio en 2024 aumentó un 18%, con 240.000 toneladas, en comparación con las 204.000 toneladas de 2023.

    Este incremento respondió a la fuerte demanda del mercado de baterías de iones de litio, los altos precios del litio entre 2021 y principios de 2023, y el aumento de la capacidad de producción global de litio, según explicaron desde el Servicio Geológico de Estados Unidos.

  • Datos curiosos de la audiencia pública: ¿Argentina tiene el gas más barato del mundo?

    Datos curiosos de la audiencia pública: ¿Argentina tiene el gas más barato del mundo?

    La audiencia pública por la revisión del esquema de tarifas de transporte y distribución de gas natural por redes para el próximo quinquenio realizada ayer a instancias del Enargas reveló información clave sobre el funcionamiento del sistema, que incluyen cifras sorprendentes sobre la morosidad, tarifas y planes de inversión.

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    Uno de los datos más llamativos es la baja en la tasa de morosidad, incluso en un contexto de aumento de tarifas. Actualmente, la cifra se ubica en 3,52%, mientras que en la pandemia alcanzaba el 8,87% y en 2019, en un escenario similar de ajuste tarifario, era del 7,99%.

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    Tarifas de gas en Argentina vs. el mundo

    Según un informe de ADIGAS, Argentina se encuentra entre los países con el gas más barato del mundo. Medido en dólares por millón de BTU, la tarifa local es de 12,17, comparada con:

    • Estados Unidos: 13,25
    • Perú: 13,73
    • Canadá: 22,41
    • Chile: 37,72
    • Uruguay: 44,35
    • Brasil: 54,03
    • Bolivia: 2,56 (único país en América con tarifas más bajas)

    En Europa, los valores son aún más elevados:

    • Turquía: 8,01
    • Italia: 31,99
    • Francia: 34,05
    • España: 35,12
    • Bélgica: 37,37
    • Alemania: 40,10
    • Portugal: 45,87
    • Suecia: 71,41
    • Países Bajos: 80,2

    Inversiones en infraestructura y tecnología

    El plan de inversiones de las nueve distribuidoras totaliza 963 millones de dólares para los próximos cinco años. Gran parte de estos fondos se destinarán a infraestructura, equipos de medición y nueva tecnología.

    Un dato poco conocido es que las distribuidoras utilizan 720 equipos de odorización, esenciales para dotar al gas de su característico olor y garantizar la detección de fugas por seguridad.

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    El gobierno no quiere que la suba del gas supere un dígito.

    Debate sobre la rentabilidad del sector

    Uno de los puntos de discusión es la tasa de rentabilidad para los próximos cinco años. Un informe de la consultora AD-HOC estimó que el costo de capital (WACC) debería ubicarse en 16,06%, casi el doble de lo proyectado por Enargas (7,64%).

    Sin embargo, Metrogas reconoció que, debido a la mejora del riesgo país y la baja del costo financiero, acepta una tasa WACC de 9,90% para este ejercicio.

    El interventor de Enargas, Carlos Casares, quien presidió la audiencia, aseguró que el objetivo que persigue el gobierno con la RQT es otorgar previsibilidad a las compañías a fin de que puedan garantizar el suministro y llevar adelante sus planes de inversión.

    El Enargas estima que la rentabilidad real debería ser del 7,64% para las distribuidoras y del 7,18% para las transportistas, después de impuestos. Por otra parte, el conjunto de las 9 distribuidoras de gas se comprometió a inversiones por unos 963 millones de dólares en los próximos 5 años.

    Los pedidos de aumentos de las empresas

    Empresas de transporte y distribución de gas presentaron sus pedidos de aumentos como parte de la Revisión Quinquenal Tarifaria. Si bien no detallaron los porcentajes del impacto en las facturas finales, se pidieron subas de entre el 20 y el 65%. Además, solicitaron que las tarifas se actualicen mes a mes por inflación.

    De los documentos presentados por las empresas, se desprenden pedidos de actualización que oscilan entre 20 y 65% en promedio. Además, piden un esquema de indexación mensual de tarifas a fin de garantizar un servicio óptimo para los consumidores. Aunque desde el Ministerio de Economía se dejó trascender que no autorizará subas mayores a un dígito.

  • Cuáles son los aumentos de tarifas que pidieron las empresas de gas

    Cuáles son los aumentos de tarifas que pidieron las empresas de gas

    Empresas de transporte y distribución de gas presentaron sus pedidos de aumentos como parte de la Revisión Quinquenal Tarifaria, en el marco de la audiencia pública que llevó a cabo el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS). Si bien no detallaron los porcentajes del impacto en las facturas finales, se pidieron subas de entre el 20 y el 65%. Además, solicitaron que las tarifas se actualicen mes a mes por inflación.

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    La audiencia se realizó con el fin de avanzar en la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) para los segmentos regulados de transporte y distribución de gas natural que estarán vigentes para el período 2025-2029.

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    De los documentos presentados por las empresas, se desprenden pedidos de actualización que oscilan entre 20 y 65% en promedio. Además, piden un esquema de indexación mensual de tarifas a fin de garantizar un servicio óptimo para los consumidores. Ausnque desde el Ministerio de Economía se dejó trascender que no autorizará subas mayores a un dígito.

    La rentabilidad de las empresas

    El interventor de Enargas, Carlos Casares, quien presidió la audiencia, aseguró que el objetivo que persigue el gobierno con la RQT es otorgar previsibilidad a las compañías a fin de que puedan garantizar el suministro y llevar adelante sus planes de inversión.

    El Enargas estima que la rentabilidad real debería ser del 7,64% para las distribuidoras y del 7,18% para las transportistas, después de impuestos. Por otra parte, el conjunto de las 9 distribuidoras de gas se comprometió a inversiones por unos 963 millones de dólares en los próximos 5 años.

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    La discusión de las tarifas será parte de la agenda central del sector energético en el 2021.

    En tanto, la Asociación de Distribuidoras de Gas (Adigas), que es la cámara que las agrupa, destacó que la morosidad es de apenas 3,52%, una prueba de que las tarifas son pagables para la gran mayoría de los usuarios.

    El aumento que pidieron las distribuidoras

    El aumento solicitado por Camuzzi Gas Pampeana y Camuzzi Gas del Sur llevaría a la factura promedio mensual de los usuarios alcance los $37.400 y $44.840 respectivamente. El 65% de los usuarios de Camuzzi Gas Pampeana percibiría boletas que rondarían ese valor y lo mismo ocurriría con el 62% de los usuarios de Camuzzi Gas del Sur. A cambio, la empresa compromete inversiones por 220.000 millones de pesos en los próximos 5 años.

    En particular, la empresa Naturgy Argentina solicitó nuevos cuadros tarifarios que sean representativos de los costos del servicio. Para el área de Buenos Aires, el impacto final en la factura promedio sería de $4.849 y para el NOA de $4.783.

    La distribuidora presentó un plan de inversiones del orden de los $170.000 millones para el quinquenio en el área de Buenos Aires y para Naturgy NOA, $42.000 millones para el mismo período.

    Metrogas, por su parte, pidió que la tarifa de distribución se actualice en forma mensual en función del Índice de Precios Mayoristas Nivel General (IPIM) publicado por el INDEC, utilizando para ello como base el índice de dos meses previos a la actualización.

    El pedido de las transportistas

    Por el lado de las transportistas, el aumento solicitado tendría un menor impacto de la boleta final que abonan los usuarios.

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    Entre sus proyectos, TGS presentó una propuesta de ampliación del Gasoducto Perito Moreno (exGPNK) y el tramo final de la red.

    TGS presentó un Plan de Inversiones 2025-2029 que asciende a la suma de 345.000 millones de pesos, el ajuste tarifario representa un incremento en la factura promedio del 3,6%, sin impuestos. A modo de ejemplo la compañía indicó que, para el caso de la Categoría R.1 – Nivel 1, que tiene un consumo promedio de 197 m3 al año, paga actualmente 1.200 pesos promedio al mes en concepto de transporte sin impuestos, y que el impacto del incremento representa la suma de 270 pesos mensuales.

    Mientras que TGN invertirá 80 mil millones de pesos anuales, a la vez que solicitó una recomposición de sus tarifas. A modo de ejemplo, un consumidor residencial promedio de Tucumán Nivel 1 y sin bonificación por zona fría, que hoy paga $14.889 por mes, tendrá un aumento en concepto de servicio de transporte de $636, lo que representa un incremento del 4,3%. Por otro lado, un consumidor residencial promedio de la provincia de Santa Fe de Nivel 1 y sin bonificación por zona fría que hoy paga $26.423 por mes, tendrá un aumento en concepto de servicio de transporte de $2.566, lo que representa un incremento del 9,7%.

  • El proyecto de línea eléctrica de Genneia fortalcerá la minería en Salta

    El proyecto de línea eléctrica de Genneia fortalcerá la minería en Salta

    Genneia, la compañía líder en energías renovables en Argentina, continúa avanzando en el compromiso de acompañar al sector minero en sus necesidades de energía eléctrica, con el desarrollo de un nuevo proyecto de línea minera en la provincia de Salta que implicará una inversión de más de 400 millones de dólares.

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    La empresa está impulsando la construcción de un amplio proyecto de interconexión eléctrica en alta tensión que facilitará el acceso a la red eléctrica a los proyectos mineros de la zona, posibilitando el crecimiento de la producción de litio verde en la región. Además, se está analizando la generación de energía para los proyectos de cobre que están en desarrollo en la provincia.

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    La obra abastecerá con fuentes renovables una demanda de energía de 2,6 millones de MWh/año, permitiendo una producción de aproximadamente 150.000 toneladas de carbonato de litio por año y viabiliza la producción minera con energía eficiente y competitiva.

    La visión de Genneia

    “Este proyecto en Salta es una clara muestra de cómo la sinergia entre el sector público y privado pueden garantizar la provisión de energía segura y confiable, beneficiando a la industria minera.”, expresó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

    “El diferencial de Genneia es nuestro liderazgo en el financiamiento de bancos de desarrollo en Argentina, habiendo recibido 1.200 millones de dólares en los últimos 5 años en condiciones de sustentabilidad, y con altos estándares internacionales”, agregó.

    En el marco de este nuevo proyecto, autoridades de Genneia y de EDESA se reunieron con Sergio Camacho, el ministro de Infraestructura de Salta, para analizar las particularidades de la iniciativa y definir próximos pasos a seguir. Asimismo, destacaron la importancia de fortalecer la infraestructura de Salta para acompañar el desarrollo económico y social de la provincia.

    Desde Genneia, seguirán trabajando para lograr concretar este proyecto de gran impacto en la región, que fortalecerá la matriz energética de Salta y que permitirá abastecer a las empresas mineras con energía eficiente, competitiva y limpia.

  • Nación frenó la eliminación de la segmentación de subsidios

    Nación frenó la eliminación de la segmentación de subsidios

    El Gobierno puso en pausa el proyecto de eliminar la segmentación de subsidios, luego de la marcha atrás con el aumento de luz. La Secretaría de Energía avanzará en un recorte escalonado de las bonificaciones que reciben unos 9,5 millones de hogares de ingresos medios y bajos.

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    El equipo de la secretaria de Energía, María Tettamanti, congeló al menos por el momento la idea de eliminar este año la segmentación de subsidios por ingresos en las tarifas de electricidad y de gas natural.

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    Sí avanzará en un recorte de las “bonificaciones” que reciben unos 9,5 millones de hogares de ingresos medios y bajos en la Argentina, casi 6 de cada 10 usuarios residenciales, que se repartirá “gradualmente” hasta que termine 2025.

    Qué dijo Luis Caputo de la quita de subsidios

    Consultado sobre la contra marcha en las decisiones, el ministro de Economía, Luis Caputo, dijo que «fue un error de comunicación, el asunto es que nosotros vamos a unificar subsidios de electricidad y gas para N2 (clases más bajas, que reciben subsidios más altos) y la N3 (la clase media, con subsidios menores que en la N2), eso a lo largo del año».

    «El error es que se puso que era a partir de este mes», aseguró. «Esa suba de 8% a 12% es gradual; las tarifas van a seguir el mismo curso de siempre, en el orden de 1 y pico este mes», concluyó.

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    Luis Caputo.

    La marcha atrás en los aumentos

    En una novela que hace recordar los tiempos de Alberto Fernández con la pelea entre Martín Guzmán y Federico Basualdo, el Gobierno decretó una marcha atrás con los aumentos de energía que habían sido confirmados el último lunes por el ENRE.

    La medida impacta en todo el país porque se vincula con la quita de subsidios que fue anunciada la semana pasada, pero estalló por la resolución publicada por el ente regulador en el Boletín Oficial.

    En la misma, determina que las tarifas para los N1 aumentan un 2%, para los N2 un 12,3% y para los N3 un 8,4%. El tema es que a las pocas horas, la Secretaría de Energía se arrepintió de la medida.

    Según pudo saber este medio, el aumento no va a ser anulado, sino prorrateado en los once meses que le quedan al 2025. Es decir, que se dividirá a razón de un 1% aproximadamente por mes.

    Cómo será la suba del gas

    En el plano del gas natural, en cambio, no habría marcha atrás y se continuarían con los incrementos planificados. De todos modos, acá las subas serían bastante menores. Para los N1 subirían un 1,7%, los N2 un 1,1% y los N3 un 3,9% en promedio.

    Fuentes oficiales indicaron a +e que la medida se explica por la buena recaudación de los ingresos que se registró en enero (mejor a la esperada con un alza del 5,6% en términos reales) y una premisa que tiene el Ministerio de Economía de que las tarifas no superen al nivel de la inflación.

    El interrogante es cómo impactará en términos fiscales dado que el 2025 empezó con una baja relevante de impuestos como las retenciones, los tributos a los autos de lujos y el Impuesto País.