Chile enviará gas a Argentina para que pueda afrontar la ola de calor

Las altas temperaturas golpean los planes del Gobierno nacional. Se esperan que en los próximos días alcance los 43 grados en el noroeste argentino (NOA), por lo que se deberá importar gas desde Chile para afrontar la demanda energética.

“Gracias a la colaboración de los ministerios de Energía, Relaciones Exteriores y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP), Chile suministrará gas natural a Argentina para afrontar la alta demanda energética, que verá incrementado su consumo producto de una ola de calor pronosticada para la zona norte de dicho país en los próximos días”, informó la Cancillería de Chile mediante un comunicado.

“La exportación, realizada por una solicitud de la Secretaría de Energía de Argentina a la embajada de Chile en ese país, consta de un envío de 1 MMm3/d de gas natural y abastecerá a las provincias de Salta y del Chaco, a través del Gasoducto NorAndino de Chile y el sistema de la Transportadora de Gas del Norte (TGN), del país vecino”, subrayó.

“Este hecho es un reflejo de la cooperación activa entre ambas naciones y da cuenta de la importancia de una integración más estrecha en esta materia, que trae beneficios directos a la población. También, destaca la necesidad de seguir avanzando en aquellos desafíos comunes, donde el fortalecimiento de la relación bilateral es indispensable para encontrar soluciones efectivas”, aseguró.

Gas para pasar el verano

La ola de calor también genera que la administración de Javier Milei negocie con Bolivia para afrontar la demanda energética. “Estamos en una negociación para hacer un contrato interrumpible, estamos hablando el tema”, sostuvo el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Armin Dorgathen Tapia.

Las exportaciones de gas natural de Bolivia a Argentina terminaron en septiembre después de casi dos décadas, debido a que Argentina está incrementando su producción de gas gracias al desarrollo de Vaca Muerta.

La producción de gas de Bolivia también ha estado disminuyendo durante los últimos años, con pocos descubrimientos nuevos. Desde el año pasado, YPFB ya no tiene un contacto activo de suministro con Argentina.

Pero el calor extremo que azotó a Buenos Aires y varias otras provincias esta semana ha provocado un repunte en la demanda de energía, que se utiliza para poner en funcionamiento aires acondicionados y ventiladores, ejerciendo presión sobre el suministro interno.

Bolivia a la espera

El presidente de YPFB afirmó que Bolivia tiene capacidad para enviar gas a Argentina como parte de un posible contrato interrumpible de corto plazo durante 6 a 12 meses.

Bolivia ya tiene comprometidos envíos de gas a Brasil como parte de un acuerdo reciente hasta 2027, pero algunos clientes no demandan tanto, por lo que el país puede ser flexible, dijo Tapia.

El funcionario agregó que Bolivia podría incluso generar electricidad propia para venderla a Argentina. “Soluciones hay”, agregó Tapia.

Sin embargo, una deuda que mantiene Argentina con la empresa puede complicar la negociación. Argentina recibió el suministro, pero no pagó una deuda de 10,6 millones de dólares con vencimiento el 10 de enero.

“Evidentemente para nosotros se complica tener confianza de poder mandar gas a Argentina sabiendo que el momento que hay que pagar no lo va a hacer”, señaló Tapia.

Cuánto gas aportaría Chile a Argentina para sobrevivir al verano

Argentina negocia volver a importar gas de Bolivia y Chile debido al aumento de la demanda de energía provocado por una fuerte ola de calor que azota al país.

“Estamos en una negociación para hacer un contrato interrumpible, estamos hablando el tema”, sostuvo el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Armin Dorgathen Tapia, a Reuters.

Las autoridades chilenas también dijeron el viernes en un comunicado a Reuters que el país espera llegar a un nuevo acuerdo con Argentina para exportarle gas en un contrato interrumpible a través del Gasoducto NorAndino.

Un aporte de gas

Según el Ministerio de Energía chileno, entre enero y septiembre se podrían enviar hasta 2,5 millones de metros cúbicos por día (Mm3/d) de gas natural. Las exportaciones totalizarán en el período un máximo de hasta 117 Mm3, comparado con 128,4 Mm3 acordados en 2024.

Las exportaciones de gas natural de Bolivia a Argentina terminaron en septiembre después de casi dos décadas, debido a que Argentina está incrementando su producción de gas gracias al desarrollo de su enorme formación de esquisto de Vaca Muerta.

La producción de gas de Bolivia también ha estado disminuyendo durante los últimos años, con pocos descubrimientos nuevos. Desde el año pasado, YPFB ya no tiene un contacto activo de suministro con Argentina.

Pero el calor extremo que azotó a Buenos Aires y varias otras provincias esta semana ha provocado un repunte en la demanda de energía, que se utiliza para poner en funcionamiento aires acondicionados y ventiladores, ejerciendo presión sobre el suministro interno.

La empresa estatal Energía Argentina Sociedad Anónima (ENARSA) confirmó el viernes a Reuters que estaba “abierta a alternativas” llegado el caso de que el país necesite importar gas para satisfacer demanda. Argentina actualmente no está importando gas de sus vecinos, dijo la compañía.

Bolivia abierto a negociar

El presidente de YPFB sostuvo que Bolivia tiene capacidad para enviar gas a Argentina como parte de un posible contrato interrumpible de corto plazo durante 6 a 12 meses.

Bolivia ya tiene comprometidos envíos de gas a Brasil como parte de un acuerdo reciente hasta 2027, pero algunos clientes no demandan tanto, por lo que el país puede ser flexible, dijo Tapia.

El funcionario agregó que Bolivia podría incluso generar electricidad propia para venderla a Argentina. “Soluciones hay”, agregó Tapia.

Sin embargo, una deuda que mantiene Argentina con la empresa puede complicar la negociación. Argentina recibió el suministro, pero no pagó una deuda de 10,6 millones de dólares con vencimiento el 10 de enero.

“Evidentemente para nosotros se complica tener confianza de poder mandar gas a Argentina sabiendo que el momento que hay que pagar no lo va a hacer”, señaló Tapia.

Una fuente de la argentina ENARSA dijo que no existía deuda pendiente con YPFB, sino más bien una discrepancia respecto a la cantidad de gas proveído por Bolivia durante el período de contrato. Conversaciones para resolver esa diferencia continuarán la próxima semana.

Qué empresas y qué caminos se tomarán para llevar el shale gas a Brasil

El Memorándum de Entendimiento (MoU) que firmaron Argentina y Brasil puede abrir una nueva etapa en la región. El acuerdo, enfocado en el gas de Vaca Muerta, busca fortalecer la cooperación regional y satisfacer la creciente demanda de energía del gigante latinoamericano, con beneficios económicos significativos para ambas naciones.

El MoU tiene como objetivo principal facilitar la exportación de gas natural desde Argentina hacia Brasil en el menor tiempo y con los costos más bajos posibles. Para ello, se estableció un grupo de trabajo bilateral que estudiará rutas logísticas y la infraestructura necesaria para concretar esta operación estratégica.

El acuerdo se extenderá por 18 meses, con opción de prórroga, y el foco estará puesto en la integración energética, optimización de recursos y reducción de costos.

Las vías que conectarán a Brasil

En la infografía que divulgó el Ministerio de Minas y Energía de Brasil estableció que el grupo de trabajo está analizando varias opciones para transportar el shale gas:

  •     Vía Bolivia: Adaptación del Gasbol, con inversión en infraestructura.
  •     Vía Paraguay: Construcción de un gasoducto a través del Chaco paraguayo.
  •     Conexión directa a Río Grande do Sul: Utilizando Uruguayana como punto clave.
  •     Por Uruguay: Interconexión con el sur de Brasil.
  •     Gas Natural Licuado (GNL): Como alternativa complementaria.

Proyecciones

Tal como se informó, el acuerdo incluye metas claras de importación en tres horizontes de tiempo: para el 2025, Argentina exportará 2 millones de m3/día; en los próximos tres años serán 10 millones de m³/día; y de cara al 2030 se exportarán 30 millones de m3/día.

Este acuerdo no solo fortalecerá la seguridad energética de Brasil, sino que también impulsará su economía. Según estimaciones de la Empresa de Pesquisa Energética (EPE), los beneficios incluyen inversiones totales por 94,6 mil millones de reales; la creación de 436 mil nuevos puestos de trabajo directos e indirectos; incremento del PIB de 79 mil millones de reales en los próximos años; y recaudación federal adicional por 9,3 mil millones de reales.

Además, esta iniciativa permitirá a Brasil avanzar en su proceso de reindustrialización, priorizando sectores clave como fertilizantes, petroquímica y cerámica.

Una fuente estratégica

El gas importado provendrá de Vaca Muerta, con un costo en origen de solo 2 dólares por millón de BTU. Una vez en Brasil, el costo estimado será de 7 dólares a 8 dólares por millón de BTU, un precio competitivo frente a otras fuentes de energía.

Empresas como TotalEnergies, Pluspetrol y Pan American Energy están involucradas en el desarrollo de esta operación, garantizando su viabilidad técnica y económica.

Con una demanda diaria de entre 70 y 100 millones de m3 de gas natural, la entrada de gas argentino permitirá diversificar las fuentes de suministro y reducir la dependencia de mercados internacionales más caros.

Argentina enviará 2 Mm3 de gas por día a Brasil a partir de 2025

El shale gas está a las puertas de ser el nuevo corazón energético de la región. En el marco de la cumbre del G20, Argentina y Brasil firmaron un Memorándum de Entendimiento (MOU) para que el gas natural de Vaca Muerta pueda llegar al gigante latinoamericano vía gasoductos.

El acuerdo firmado por el ministro de Economía, Luis Caputo, y su par de Minas y Energía brasileño, Alexander Silveira, establece que los envíos comenzarán en 2025 con 2 millones de metros cúbicos diarios y se prevé alcanzar los 30 millones diarios de exportación en cinco años.

“Se firma un MOU con el objetivo de discutir la infraestructura necesaria para la exportación de gas argentino proveniente de Vaca Muerta a Brasil. Para ello se designan representantes de ambos países en un grupo conjunto que analizará las alternativas para llegar a una exportación de 30 millones de metros cúbicos diarios de gas natural en 5 años”, detallaron en el Ministerio de Economía de Brasil.

Por su parte, Silveira manifestó que se pretende avanzar por las cinco vías de conexión entre Argentina y Brasil. “Firmé con el Ministro de Economía argentino, Luis Caputo, el Memorando de Entendimiento para traer gas de Vaca Muerta a Brasil. La previsión es que las importaciones brasileñas de gas natural de nuestros vecinos se realicen a través de 5 rutas”, subrayó en cuenta de X.

“Queremos aumentar una oferta de gas en Brasil y consecuentemente disminuir el precio. Precisamos tratar el gas como una energía de transición, aumentar el volumen para disminuir el precio y reindustrializar el Brasil, generando más oportunidades para nuestra gente”, aseguró.

Las vías que estudia Argentina

Asimismo, el funcionario aseveró que el gobierno contempla cinco rutas para transportar el gas argentino hacia el mercado brasileño. La primera es aprovechar la infraestructura del Gasoducto Brasil-Bolivia (Gasbol).

Otra opción es vía Paraguay. El país guaraní planteó una alternativa que no pise suelo boliviano y trace una diagonal desde Salta hasta Campo Grande, Brasil. El proyecto requiere 1.500 millones de dólares de inversión y permitiría transportar 15 MMm3/d.

Otro camino a través de Paraguay sería desde Formosa aprovechando la infraestructura del GNEA. La ventaja de esta ruta es que la cantidad de kilómetros a construir sería menor, se pasa por Asunción donde también se puede abastecer un volumen interesante de demanda y se llega a la misma ciudad de Campo Grande para conectarse con el gasoducto que llega hasta San Pablo.

Cualquiera de estas tres alternativas permitiría abastecer la demanda industrial de San Pablo y la del estado de Mato Grosso do Sul que, según el consultor Álvaro Ríos Rocca, tiene el costo energético más alto de Brasil al abastecerse con GLP.

Las tres vías restantes

Ya las otras dos rutas apuntan al mercado de Rio Grande do Sul, Santa Catarina y Paraná que necesita entre 10 y 20 MMm3/d. La primera necesitaría la construcción de la segunda etapa del GPNK y un caño adicional entre Uruguayana y Porto Alegre. El tramo 2 del GPNK se licitaría dentro de 30 a 60 días junto a tres plantas compresoras (Casa de Piedra, Chacharramendi y Doblas) para elevar la capacidad de transporte a casi 40 MMm3/d, según indicaron fuentes oficiales a este medio.

El otro camino sería a través de Uruguay, país con el cual ya existe una conexión mediante el Gasoducto Cruz del Sur inaugurado en el 2002 que une la localidad de Punta Lara con Colonia del Sacramento de forma subfluvial y de ahí recorre casi 150 kilómetros hasta Montevideo. El tramo que faltaría construir sería entre la capital uruguaya y Porto Alegre, más algunas plantas compresoras para elevar la capacidad de transporte del caño que fue ideado para llevar apenas 5 MMm3/d.

Brasil y Argentina firmarán un memorándum por el gas de Vaca Muerta

Brasil firmará un memorando de entendimiento con Argentina para desarrollar infraestructura e interconexiones para la exportación de gas natural desde Vaca Muerta, según un comunicado publicado por el gobierno. El Ministerio de Minas y Energía dijo que el acta crea un grupo de trabajo bilateral para identificar las medidas necesarias para viabilizar el suministro de gas natural argentino.

“La apertura del mercado de gas en Brasil podría generar beneficios a largo plazo, incluyendo inversiones, empleos y reducción de los precios de los alimentos, con una demanda estimada en 30 millones de metros cúbicos por día hasta 2030″, dijo el ministerio.

El titular de la cartera, Alexandre Silveira, sostuvo que el gobierno brasileño espera que a partir de 2025 las importaciones alcancen los 2 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas. Esta cifra se incrementaría progresivamente a 10 MMm3/d tres años y llegaría a 30 MMm3/d para 2030.

“Queremos aumentar la oferta de gas en Brasil y, consecuentemente, reducir su precio. Esto es fundamental para tratar el gas como una energía de transición, aumentar el volumen y reindustrializar el país”, explicó Silveira al diario O Globo.

Las vías para llegar a Brasil

Asimismo, el funcionario aseveró que el gobierno contempla cinco rutas para transportar el gas argentino hacia el mercado brasileño. La primera es aprovechar la infraestructura del Gasoducto Brasil-Bolivia (Gasbol).

Otra opción es vía Paraguay. El país guaraní planteó una alternativa que no pise suelo boliviano y trace una diagonal desde Salta hasta Campo Grande, Brasil. El proyecto requiere 1.500 millones de dólares de inversión y permitiría transportar 15 MMm3/d.

Otro camino a través de Paraguay sería desde Formosa aprovechando la infraestructura del GNEA. La ventaja de esta ruta es que la cantidad de kilómetros a construir sería menor, se pasa por Asunción donde también se puede abastecer un volumen interesante de demanda y se llega a la misma ciudad de Campo Grande para conectarse con el gasoducto que llega hasta San Pablo.

Cualquiera de estas tres alternativas permitiría abastecer la demanda industrial de San Pablo y la del estado de Mato Grosso do Sul que, según el consultor Álvaro Ríos Rocca, tiene el costo energético más alto de Brasil al abastecerse con GLP.

Las tres vías restantes

Ya las otras dos rutas apuntan al mercado de Rio Grande do Sul, Santa Catarina y Paraná que necesita entre 10 y 20 MMm3/d. La primera necesitaría la construcción de la segunda etapa del GPNK y un caño adicional entre Uruguayana y Porto Alegre. El tramo 2 del GPNK se licitaría dentro de 30 a 60 días junto a tres plantas compresoras (Casa de Piedra, Chacharramendi y Doblas) para elevar la capacidad de transporte a casi 40 MMm3/d, según indicaron fuentes oficiales a este medio.

El otro camino sería a través de Uruguay, país con el cual ya existe una conexión mediante el Gasoducto Cruz del Sur inaugurado en el 2002 que une la localidad de Punta Lara con Colonia del Sacramento de forma subfluvial y de ahí recorre casi 150 kilómetros hasta Montevideo. El tramo que faltaría construir sería entre la capital uruguaya y Porto Alegre, más algunas plantas compresoras para elevar la capacidad de transporte del caño que fue ideado para llevar apenas 5 MMm3/d.

YPF lanza Argentina LNG SAU, un nuevo actor en el mercado del GNL

YPF ha dado un paso significativo en su expansión en el negocio del gas natural licuado (GNL) con la creación de su nueva subsidiaria, Argentina LNG S.A.U., constituida oficialmente el 28 de octubre de 2024. Este proyecto clave, que se desarrollará en Sierra Grande, Río Negro, busca establecer una fuerte presencia en el mercado global, atrayendo a compradores estratégicos en Europa y Asia para asegurar su financiamiento.

Según informó +e, Argentina LNG S.A.U. tiene su sede en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, en Macacha Güemes 515, y opera bajo la propiedad absoluta de YPF S.A., con un capital social de $30.000.000 dividido en 30.000.000 de acciones ordinarias. Con esta estructura, YPF se asegura una plataforma sólida para liderar el proceso de licuefacción, transporte y comercialización de GNL.

La subsidiaria de YPF

La nueva subsidiaria se focaliza en diversos objetivos para consolidar su rol en el mercado de GNL:

  • Desarrollo de Infraestructura: Construcción y operación de plantas de licuefacción para proyectos nuevos y existentes, así como la capacidad de transporte necesaria para garantizar el suministro.
  • Servicios de Procesamiento y Comercialización: Argentina LNG S.A.U. se encargará del procesamiento y licuefacción de gas natural, ofreciendo también servicios de licuefacción a terceros y comercializando GNL y otros derivados.
  • Permisos y Regulaciones: Gestión de permisos y concesiones, alineándose con las normativas para operar de forma competitiva en el mercado de GNL.
  • Inversiones y Financiamiento: Participación en inversiones y aportes de capital tanto en el mercado local como en el internacional, con acceso a financiamiento mediante operaciones de project finance y otros recursos financieros.

Estructura Directiva

La gestión de Argentina LNG S.A.U. estará en manos de un directorio compuesto por tres directores titulares y tres suplentes, bajo la presidencia de Gustavo Ernesto Di Luzio y la vicepresidencia de Pablo Andrés Gasparutti. Patricio Da Re actúa como director titular, con Agustín Rebello, Marcelo Adrián Núñez y Marcos Capdepont como directores suplentes. Además, una Comisión Fiscalizadora con tres síndicos titulares y tres suplentes supervisará las actividades de la empresa.

Con un mandato inicial de 99 años y cierre fiscal al 31 de diciembre, Argentina LNG S.A.U. nace con el respaldo y la experiencia de YPF, posicionándose para abordar las demandas de GNL en el mercado global.

Las supermajors que podrían sumarse al Argentina LNG

Las “supermajors” son las grandes compañías petroleras que lideran la industria energética mundial. Estas gigantes no solo dominan la producción de petróleo y gas, sino que también han ganado terreno en el mercado del Gas Natural Licuado (GNL), un recurso clave en la transición hacia energías más limpias.

En Argentina, el presidente de YPF, Horacio Marín, ha estado en conversaciones con algunas de estas supermajors, buscando nuevos socios estratégicos para el proyecto Argentina LNG. Aunque existen rumores sobre la salida de Petronas, Marín ya estaba en negociaciones con otras empresas antes de que surgiera esta posibilidad.

¿Qué es el proyecto Argentina LNG?

El proyecto Argentina LNG es una ambiciosa iniciativa que prevé la construcción de una planta de GNL en la provincia de Río Negro y un gasoducto para transportar gas desde el yacimiento de Vaca Muerta. Con una inversión de 30.000 millones de dólares, el objetivo es convertir a Argentina en un jugador relevante en el mercado global del GNL.

La producción de gas natural en Argentina, que actualmente ronda los 140 millones de metros cúbicos por día, alcanzó picos de 150 MMm3/d este invierno. Con el proyecto LNG, YPF busca casi duplicar la extracción en los próximos siete años, lo que transformaría el panorama energético del país.

Las supermajors en el radar de YPF

Ante la posible salida de Petronas, cuatro de las supermajors del mundo del GNL podrían tomar su lugar: Shell, ExxonMobil, Chevron y TotalEnergies. Estas empresas tienen una sólida presencia en el mercado global y proyectos en marcha que podrían alinearse con los objetivos de Argentina.

ExxonMobil

Con sede en Texas, ExxonMobil es una de las principales compañías energéticas del mundo. En el sector del GNL, está desarrollando el proyecto Golden Pass LNG en asociación con QatarEnergy. Este proyecto, ubicado en Texas, aumentará significativamente la capacidad de exportación de gas de Estados Unidos. Además, ExxonMobil tiene una participación relevante en el yacimiento de gas Rovuma, en Mozambique.

Shell

Con sede en Países Bajos y Reino Unido, Shell es un jugador destacado en el mercado de GNL. La empresa está involucrada en la expansión del North Field en Qatar, el mayor yacimiento de gas del mundo. Shell posee el 25% de esta expansión, lo que le asegurará un liderazgo en la exportación de GNL hasta 2027. También tiene proyectos como el Prelude FLNG en Australia, una innovadora planta flotante de licuefacción de gas.

Chevron

Con sede en California, Chevron ha incrementado su presencia en el mercado del GNL a través de proyectos como Gorgon LNG y Wheatstone LNG en Australia. Estas iniciativas han consolidado su capacidad de exportación de gas natural, especialmente en el mercado asiático, donde la demanda sigue en aumento.

TotalEnergies

Con sede en Francia, TotalEnergies ha diversificado su portafolio energético hacia las energías renovables, pero sigue siendo una supermajor en el sector de hidrocarburos. Su participación en el proyecto Mozambique LNG la posiciona estratégicamente en África, aunque el proyecto ha enfrentado retrasos por la inestabilidad en la región. También tiene participación en la expansión del North Field en Qatar, lo que refuerza su posición en el mercado de GNL.

Los próximos pasos

En noviembre se llevará a cabo la licitación para la ingeniería de detalle del proyecto Argentina LNG. Este es un paso crucial que requerirá una inversión inicial de 200 millones de dólares. Horacio Marín ha indicado que YPF podría hacer frente a esta primera inversión por sí sola, lo que muestra la firmeza con la que la compañía está comprometida con el desarrollo del proyecto.

La búsqueda de un nuevo socio estratégico se intensificará en los próximos meses. Shell, ExxonMobil, Chevron y TotalEnergies están en la mira, y cualquiera de ellas podría convertirse en la nueva aliada de YPF en este proyecto que promete posicionar a Argentina como un líder en el mercado global de GNL.

Harbour Energy adquirió la totalidad de los activos de Wintershall Dea

A partir del 3 de septiembre de 2024, el negocio E&P de Wintershall Dea, excluyendo las actividades relacionadas con Rusia, ha sido transferido a Harbour Energy plc. La transferencia incluye activos de producción y desarrollo, así como derechos de exploración en Noruega, Argentina, Alemania, México, Argelia, Libia (excluyendo Wintershall AG), Egipto y Dinamarca (excluyendo Ravn) así como licencias de almacenamiento de carbono de Wintershall Dea.

En diciembre de 2023, Harbour Energy firmó un acuerdo con BASF y LetterOne, los accionistas de Wintershall Dea, para fusionar las dos empresas. Tras la recepción de las aprobaciones reglamentarias necesarias, la transacción se ha completado.

Los activos restantes de Wintershall Dea incluyen participaciones en las empresas conjuntas en Rusia, el interés de propiedad en Wintershall AG en Libia (parte de Wintershall Dea: 51%), en Wintershall Noordzee BV en los Países Bajos (parte de Dea deshal: 50%) así como la participación en Nord Stream AG (parte de Dea desinteresada: 18,5%).

La dirección de Wintershall Dea había anunciado su retirada de sus actividades en Rusia en enero de 2023. Una vez finalizada la transacción con Harbour Energy, las principales tareas de Wintershall Dea incluirán la tramitación de reclamaciones relacionadas con la expropiación de los activos rusos, la venta de los activos restantes, la reestructuración organizativa y, en última instancia, el cierre de las unidades de la sede en Kassel y Hamburgo. Wintershall Dea también proporcionará servicios transitorios a Harbour Energy durante un máximo de 12 meses.

Tras el cierre de la transacción, Stefan Schnell, anteriormente vicepresidente senior de Group Reporting & Performance Management en BASF SE, y Larissa Janz, anteriormente vicepresidenta de Proyectos Especiales de Wintershall Dea, asumen la gestión de la empresa como presidenta del Consejo de Administración y Presidenta Adjunta del Consejo de Administración, respectivamente. Al mismo tiempo, el director ejecutivo Mario Mehren, el director operativo Dawn Summers y el director financiero Paul Smith han renunciado a sus mandatos en Wintershall Dea AG.

Unos 800 empleados se verán afectados por el cierre de la sede de Wintershall Dea en Kassel y Hamburgo. En junio de 2024 la empresa y los representantes de los trabajadores concluyeron negociaciones sobre la conciliación de intereses y un plan social integral para los empleados.

El plan social negociado con los representantes de los trabajadores incluye acuerdos de compensación por pérdida de puestos de trabajo. Además, la compañía está ofreciendo apoyo a través de servicios externos como asesoramiento profesional y outplacement.

Una vez finalizada la transacción, unos 300 empleados continuarán trabajando inicialmente para Wintershall Dea en Kassel y Hamburgo. En concreto, prestarán servicios transitorios para la Energía Portuaria durante un máximo de 12 meses. Una vez finalizada estas actividades, unos 30 empleados permanecerán con la empresa y se harán cargo de las actividades de liquidación de mitad de período.

Wintershall Dea AG cambiará su forma legal de una sociedad de valores (Aktiengesellschaft) a una sociedad de responsabilidad limitada (GmbH) en las próximas semanas y operará como Wintershall Dea GmbH.

“Argentina puede ser un gran proveedor de hidrógeno verde al mundo”

El Calafate fue sede del Foro Hidrógeno Verde: Condiciones para su Desarrollo, organizado por el Gobierno de Santa Cruz y la Plataforma H2 Argentina y cofinanciado por la Unión Europea. El encuentro reunió cerca de 300 asistentes entre autoridades provinciales y nacionales, representantes de delegaciones extranjeras en el país, empresas, academia y organizaciones de la sociedad civil.

La apertura estuvo a cargo del responsable de cartera energética y minera santacruceña, Jaime Álvarez; Ilse Cougé, jefa de sección de Cooperación de la Unión Europea en Argentina; Juan Carlos Villalonga, de la Plataforma H2 Argentina; y el gobernador de la Provincia de Santa Cruz, Claudio Vidal.

En este marco, el mandatario santacruceño subrayó la riqueza natural y el potencial de la provincia y realizó un llamado directo a los empresarios presentes: “Estamos dispuestos a cambiar, estamos preparados para producir, para recuperar nuestra cultura de trabajo. Estamos convencidos de que fortalecer nuestra economía se basa en la producción. Les pedimos que confíen en nosotros, queremos salir adelante a través del esfuerzo y del trabajo”.

El hidrógeno como vector del futuro

Por su parte, Ilse Cougé, aseguró que el hidrógeno verde es de suma importancia, tanto en lo geopolítico, como en la seguridad energética, lo comercial, climático y ambiental. Remarcó que los países de la Unión ya cuentan con una estrategia a 2030, para aumentar la producción local pero también las importaciones de socios confiables como la Argentina.

“La descarbonización del sector industrial es inevitable y la Argentina tiene todos los atributos para ser un gran proveedor de hidrógeno verde al mundo”, afirmó.

Asimismo, el ministro Álvarez destacó la experiencia de trabajo local en energías gaseosas y líquidas, como el hidrógeno: “la suma de estas factibilidades hace de Santa Cruz uno de los mejores lugares en el mundo para atraer inversiones en la producción de hidrógeno verde y en la creación de energía eléctrica que puede ser transportada a otros continentes”.

A su turno, Juan Carlos Villalonga, asesor del Círculo de Políticas Ambientales y representante de la Plataforma H2 Argentina, recordó que “la conversación en torno al hidrógeno tuvo algunas etapas y desafíos”.

“Hay una primera etapa en 2019, en la que vimos que las inversiones en materia de hidrógeno verde tenían un interés particular en la Argentina y que a nivel global la hipótesis se convertía en planes concretos. Luego, en una segunda instancia, se avanza con una conversación más estructurada y profunda, que tuvo su punto culmine con la estrategia nacional. Este Foro se enmarca en una tercera etapa, tenemos que construir política pública en materia de hidrógeno, avanzar con la regulación”, consideró.

Argentina triplicó su capacidad productiva de carbonato de litio

A principios de este mes se inauguró en Salta la planta de Centenario Ratones, con una capacidad de producción de 24.000 toneladas de litio carbonato equivalente (LCE), que eleva la capacidad instalada a 136.500 toneladas a nivel nacional. Su construcción empleó 2.500 personas y requirió de al menos USD 870 millones de inversiones.

En 2022, con únicamente dos operaciones funcionando, el potencial productivo nacional se ubicaba en las 37.500 toneladas LCE. Hablamos de “potencial productivo” o “capacidad instalada” ya que las nuevas plantas demandan un tiempo hasta poder producir a su máximo nivel. En 2022 la producción alcanzó las 35.050 toneladas, equivalentes a más del 93% de su potencial ese año.

Producción en alza

En 2023 se puso en marcha Cauchari Olaroz, tercer proyecto nacional y segundo en Jujuy, que prácticamente duplicó la capacidad previa, gracias a su planta de 40.000 toneladas LCE, con una inversión de USD 979 millones. En el pico de su construcción empleó a más de 3.300 personas y actualmente en operación cuenta con más de 2.100 colaboradores, convirtiéndose en un motor fundamental para el desarrollo regional.

Según informó CAEM (Cámara Argentina de Empresas Mineras), la capacidad se multiplicó nuevamente con la entrada en producción de las ampliaciones de los dos proyectos de más larga data. Mina Fénix, inaugurada en 1997, y Salar Olaroz, con inicio en 2015, que añadieron 10.000 y 25.000 toneladas LCE respectivamente, llevando la capacidad instalada total a 112.500 toneladas.

Una vez superados los procesos que permiten que las plantas operen a su máxima capacidad, esto se traducirá en mayores volúmenes de exportación y con ello, mayor ingreso de divisas a nuestro país.

Los proyectos de litio activos

  • Centenario Ratones a cargo de Eramine Sudamericana en Jujuy;
  • Salar de Olaroz, a cargo de Sales de Jujuy y Allkem;
  • Cauchari Olaroz, de la firma Exar, propiedad de la china Gangfeng y la canadiense Lithium Americas;
  • Salar del Hombre Muerto, del gigante Arcadium Lithium Plc, en Catamarca.

Argentina, ubicada en el llamado “triángulo del litio” junto a Bolivia y Chile, busca seguir aumentando la producción con nuevos proyectos que comenzarán a operar más adelante en el año.