Trafigura invertirá en una central de 273 MW que dejará el diésel para operar con gas natural

Trafigura y Generadora Metropolitana concretaron la adquisición de la Central Los Guindos, una usina de 273 MW ubicada en la comuna de Cabrero, en la Región del Biobío, en Chile. La operación representa el ingreso de la compañía global al negocio de generación eléctrica del país y contempla la reconversión de la planta para que opere con gas natural.

La central actualmente funciona con diésel, pero ambas empresas anunciaron que este mismo año comenzarán las obras para adaptar sus dos turbinas al uso de gas natural. La iniciativa forma parte de una estrategia orientada a incrementar la eficiencia de la instalación y acompañar la transición energética del sistema eléctrico chileno.

Con esta inversión, Trafigura amplía su presencia en el sector energético de América Latina y suma un activo que buscará desempeñar un papel de respaldo para la creciente incorporación de energías renovables en Chile.

La Central Los Guindos dejará el diésel para operar con gas natural

La Central Los Guindos cuenta con una capacidad instalada de 273 MW, distribuida en dos turbinas que actualmente utilizan diésel como combustible para la generación eléctrica.

El proyecto prevé la reconversión de ambas unidades para que funcionen con gas natural en el corto plazo. Según informaron las compañías, esta transformación permitirá incrementar la potencia máxima de la central, además de reducir la intensidad de las emisiones asociadas a la operación.

Las empresas también señalaron que el cambio de combustible mejorará la eficiencia operativa y la flexibilidad de la planta, dos características consideradas fundamentales para respaldar un sistema eléctrico con una participación creciente de fuentes renovables.

Trafigura apuesta por expandirse en el mercado eléctrico chileno

La adquisición constituye la primera inversión de Trafigura en el sector eléctrico de Chile, un mercado que la empresa considera estratégico para su crecimiento regional.

Chile representa un mercado estratégico para Trafigura en América Latina, y esta operación marca nuestro ingreso al sector eléctrico del país con un compromiso de largo plazo. Generadora Metropolitana aportará su experiencia operativa en el mercado local, respaldada por la experiencia logística y comercial que Trafigura ha desarrollado a lo largo de décadas en mercados energéticos de todo el mundo”, afirmó Gerardo Zmijak, director comercial de Trafigura en Argentina.

Como parte del acuerdo, Generadora Metropolitana tendrá a su cargo el 100% de la operación, la administración y la gestión integral de la Central Los Guindos, aprovechando su experiencia en el mercado eléctrico chileno.

Una inversión orientada a la transición energética

Desde Generadora Metropolitana destacaron que la incorporación de la central forma parte de su estrategia de expansión y del fortalecimiento de una matriz energética con menores emisiones.

“Esta adquisición es un paso concreto en nuestro plan de crecimiento y en la consolidación de una matriz energética más limpia y confiable. La reconversión de las dos unidades de Los Guindos a gas natural nos permitirá incorporar capacidad adicional con menores emisiones y, al mismo tiempo, aportar flexibilidad, seguridad y respaldo al sistema eléctrico, un aporte en la transición energética de Chile”, señaló Diego Hollweck, gerente general de la compañía.

Una vez finalizada la reconversión prevista para este año, la Central Los Guindos buscará consolidarse como un activo de respaldo para el sistema eléctrico chileno. Su operación con gas natural permitirá ofrecer mayor disponibilidad de generación y acompañar el crecimiento de las energías renovables mediante una infraestructura más flexible y eficiente.

Enap avanza por primera vez con pozos horizontales en Magallanes

La perforación horizontal será incorporada por primera vez por Enap en Magallanes. La iniciativa forma parte del proyecto Coipo ZG-A y Trébol ZG-C, que busca fortalecer la producción de gas natural mediante técnicas de mayor eficiencia y productividad.

El proyecto ingresó recientemente al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental y contempla una inversión de 96 millones de dólares. La propuesta se desarrollará en Tierra del Fuego y combinará pozos horizontales con etapas de fractura, una metodología que la empresa nunca había aplicado en la región.

La incorporación de esta tecnología representa un cambio relevante para la estatal chilena. Hasta ahora, la producción en Magallanes se apoyaba en esquemas tradicionales de perforación, mientras que la nueva estrategia apunta a mejorar el aprovechamiento de los reservorios de gas mediante desarrollos de mayor alcance.

Hasta 32 pozos horizontales y dos décadas de producción

El proyecto considera la perforación de hasta 32 pozos horizontales y una vida útil estimada en 20 años. Para Enap, esta modalidad permitirá acceder de manera más eficiente a las reservas disponibles y aumentar la productividad de los yacimientos ubicados en Tierra del Fuego.

La empresa considera que la perforación horizontal constituye una nueva etapa para su actividad histórica en Magallanes. Se trata de una tecnología consolidada en otros mercados productores de hidrocarburos, aunque hasta ahora no había sido implementada por la compañía en esa región del extremo sur de Chile.

Mientras avanza con esta iniciativa, Enap mantiene como eje central el fortalecimiento de la producción de hidrocarburos. La decisión refleja la intención de modernizar sus operaciones tradicionales sin abandonar el desarrollo de nuevas alternativas energéticas.

Enap no descuida el hidrógeno verde

En paralelo con el proyecto de pozos horizontales, la estatal continúa impulsando distintas iniciativas vinculadas al hidrógeno verde. Durante los últimos años, la empresa comenzó a redefinir su estrategia regional incorporando proyectos asociados a combustibles de menor huella de carbono.

Dentro de ese proceso, Enap ha firmado acuerdos con compañías internacionales como HIF Global, Total Eren, EDF, RWE y HNH Energy para reutilizar infraestructura existente en los terminales marítimos Gregorio y Laredo. El objetivo es facilitar futuras operaciones vinculadas al desarrollo de la nueva industria energética.

A su vez, la empresa desarrolla un proyecto piloto de hidrógeno verde en Cabo Negro, con una inversión cercana a U$S 14 millones. Hacia fines de 2025, la construcción de la primera planta de hidrógeno verde del país registraba más del 70% de avance y su entrada en operación está prevista para 2026.

Una estrategia que combina innovación y producción de gas

La incorporación de la perforación horizontal evidencia que Enap busca mantener vigente su negocio tradicional mientras avanza en proyectos ligados a la transición energética. La producción de gas natural continúa siendo el núcleo de sus operaciones en Magallanes y concentra las principales inversiones de corto plazo.

Con la combinación de pozos horizontales, etapas de fractura y proyectos vinculados al hidrógeno verde, la compañía procura ampliar sus capacidades operativas utilizando tanto nuevas tecnologías para la extracción de hidrocarburos como infraestructura adaptada para futuros combustibles de bajas emisiones.

Vaca Muerta y Chile avanzan en una alianza energética que apunta a Asia y la minería

La ministra de Energía de Chile, Jimena Rincón, encabezó una comitiva estratégica hacia Vaca Muerta con el objetivo de consolidar la seguridad energética regional. Durante su visita técnica, la funcionaria analizó el potencial productivo de la cuenca neuquina frente a la reciente volatilidad de precios internacionales de los combustibles.

El despliegue diplomático y comercial incluyó a representantes de ENAP y diversos líderes del sector privado chileno. La delegación evaluó las capacidades operativas de Argentina para garantizar el abastecimiento de hidrocarburos a largo plazo, mitigando los riesgos derivados de los conflictos geopolíticos que encarecieron el suministro global.

“Vaca Muerta es el segundo yacimiento de gas natural no convencional del mundo y el cuarto en materia de petróleo y eso obviamente lo posiciona como un territorio muy atractivo cuando tenemos los hechos de la guerra que nos impactaron a partir de marzo”, consideró Rincón en diálogo con Bandurria Media.

Ante la crisis de precios desatada por conflictos en Medio Oriente, Chile priorizó la búsqueda de socios estratégicos que permitieran asegurar no solo costos competitivos, sino también la disponibilidad física.

Por Vaca Muerta, Neuquén sigue creciendo en la producción de gas.

Vaca Muerta: una seguridad latinoamericana

Las estadísticas oficiales revelaron que el sistema chileno dependió críticamente de la producción argentina durante el último ejercicio operativo. Actualmente, Chile adquirió el 60% del gas natural y el 40% del petróleo crudo de origen argentino, volúmenes procesados y refinados íntegramente por la infraestructura de ENAP para el consumo interno.

La integración energética no se limitó únicamente a la compra directa de moléculas de gas o barriles de petróleo. Rincón proyectó una sinergia donde los puertos chilenos funcionaron como la salida natural hacia el mercado de Asia, permitiendo que Argentina colocara sus excedentes productivos mediante una logística portuaria eficiente y competitiva.

“El tema no es solo que esté más caro comprar sino que podamos comprar, porque son dos variables que hay que administrar y a partir de lo que ocurrió en marzo nosotros empezamos en el ministerio a trabajar bueno cuáles eran nuestros socios, los socios estratégicos“, afirmó.

La visión estratégica contempló la exportación de energía eléctrica desde el norte chileno hacia los proyectos mineros situados en territorio argentino. Esta propuesta buscó emular los estándares de interconexión energética vigentes en la Unión Europea, ampliando las redes de transmisión para optimizar el desarrollo productivo de ambas naciones fronterizas.

YPF sigue marcando el rumbo de Vaca Muerta.

Puertos nacionales y la interconexión eléctrica binacional

El análisis gubernamental identificó que la productividad industrial se vio beneficiada por la creación de empleos en los nodos de transporte y servicios. La ministra destacó que fortalecer estas relaciones permitió que Chile ganara en capacidades logísticas, mientras Argentina resolvió sus cuellos de botella en la evacuación de hidrocarburos hacia mercados globales.

“Una oportunidad para que nuestros puertos sean punto de salida del combustible de ellos, gas y petróleo, a Asia; no hay mejor salida que la nuestra y eso obviamente es un negocio para nosotros, entonces ganamos por todos lados en ese ámbito”, aseguró la funcionaria chilena.

El papel del RIGI

El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), resultó fundamental en las deliberaciones técnicas sostenidas. Este esquema ofreció una estabilidad fiscal de treinta años para desembolsos superiores a los doscientos millones de dólares, garantizando reglas claras para la inversión privada en infraestructura energética pesada.

“Afianzamos y fortalecemos las relaciones para que nuestra energía del norte sea una energía que ellos consuman ya lo están haciendo en proyectos mineros pero que podamos ampliar la red”, aseveró.

Rincón comparó la efectividad del modelo de incentivos argentino con las metas del proyecto de reconstrucción de Chile. Ambos marcos buscaron reducir la burocracia administrativa y otorgar certeza jurídica, factores determinantes para evitar que el capital inversor se desplazara hacia competidores regionales como el mercado de Brasil.

Estándares socioambientales

El monitoreo de los proyectos de transmisión eléctrica resultó clave para evitar futuras alzas en los precios de las cuentas residenciales. El gobierno chileno trabajó intensamente en destrabar permisos que permitieran inyectar energía renovable disponible al sistema, optimizando la matriz y asegurando que las inversiones energéticas impactaran positivamente en la economía doméstica nacional.

Asimismo, Rincón afirmó que se planificaron reuniones para coordinar el uso de recursos hídricos y la refrigeración de estas infraestructuras críticas, buscando que la disponibilidad de energía eólica potenciara la instalación de nuevos centros estratégicos.

“Uno puede transitar a modelos en que las comunidades se sientan parte del desarrollo, sean no solo receptoras de recursos, sino que más bien socios estratégicos y parte del desarrollo productivo“, consideró la ministra de Energía de Chile.

Crisis en Magallanes: se enfría el polo del hidrógeno y crece la incertidumbre

Una nueva y decisiva señal golpea al incipiente polo energético del extremo sur. TotalEnergies, que ya había cesado su proyecto en Magallanes hace algunos meses, decidió ahora retirarse de la Asociación Gremial de Hidrógeno Verde de Magallanes H2, movimiento que anticipa la posible disolución del gremio.

La salida de la compañía europea dejaría sin sustento institucional a una organización que nucleaba a los principales actores del sector. Sin ese respaldo, numerosos proyectos vinculados al hidrógeno verde y al amoníaco comenzarían a cerrarse o a ingresar en una etapa de hibernación indefinida, debilitando las expectativas construidas durante los últimos años.

El impacto no sería solo simbólico. Diversas empresas habían arrendado grandes extensiones a productores ganaderos para realizar estudios de viento, mediciones técnicas y proyecciones eólicas. Esos contratos, según fuentes del sector, comenzarían a cancelarse progresivamente, afectando ingresos que complementaban la tradicional actividad ovina.

Para muchos propietarios rurales, esos acuerdos representaban una oportunidad de diversificación económica en un contexto productivo complejo. La interrupción de los pagos no solo reduce márgenes financieros, sino que también desalienta futuras inversiones en infraestructura y servicios, generando un efecto dominó sobre contratistas, consultoras y proveedores locales.

A este escenario se suma el freno de los llamados off-takers, compradores internacionales que hoy descartan adquirir hidrógeno o amoníaco verde en el corto y mediano plazo. Sin contratos firmes, las iniciativas pierden sustento financiero, y los planes presentados como transformadores quedan atrapados en una espera prolongada.

Impacto regional y señales desde el exterior

Las advertencias sobre este proceso ya habían sido anticipadas por el medio ZonaZero.cl, que alertó sobre señales negativas provenientes de Europa y otros mercados estratégicos. La desaceleración global comenzó a reflejarse en Magallanes a través de demoras, revisiones de proyectos y replanteos de escala.

A nivel internacional, el fenómeno también fue analizado por el Financial Times, que expuso la preocupación de ejecutivos ante la pérdida de incentivos económicos. El debilitamiento de subsidios y créditos fiscales redujo el atractivo de inversiones que, hasta hace poco, eran consideradas prioritarias.

Desde Yara International, su CEO para Europa, Svein Tore Holsether, fue categórico al afirmar que sin rentabilidad los proyectos no avanzan. La frase sintetiza el nuevo clima de negocios, donde el compromiso ambiental compite con balances financieros cada vez más ajustados.

Una postura similar expresó Ahmed El-Hoshy, máximo ejecutivo de Fertiglobe, al advertir que sin precios elevados del carbono o subsidios estables no existe incentivo para invertir cientos de millones de dólares. Varias plantas proyectadas quedaron, por ahora, suspendidas.

El retroceso también se refleja en compañías como Fortescue, que recalibraron sus planes frente a una demanda más débil. El entusiasmo pospandemia, impulsado por estímulos y crisis energéticas, fue reemplazado por un escenario marcado por cautela y revisión permanente.

El rol del Estado y las dudas a futuro

En Magallanes, el silencio de las autoridades locales contrasta con los anuncios iniciales. Incluso el gobernador Jorge Flies había respaldado públicamente la estrategia del hidrógeno verde, presentada como una política de desarrollo regional de largo plazo con proyección internacional.

La eventual desaparición del gremio y la paralización de proyectos obligan ahora a revisar proyecciones, incentivos y discursos oficiales. La pregunta central es si el Estado redefinirá su estrategia o mantendrá un enfoque expectante, a la espera de un eventual repunte del mercado global.

Desde el sector privado reconocen que la crisis climática sigue vigente, pero compite con conflictos geopolíticos, inflación y tensiones comerciales. En ese contexto, la transición energética depende cada vez más de señales claras, estabilidad regulatoria y compromisos de compra sostenidos.

Por ahora, las estimaciones más optimistas ubican un posible renacimiento del sector recién dentro de siete u ocho años. Hasta entonces, el megaproyecto que prometía transformar la matriz productiva de la región atraviesa su momento más crítico, en un escenario marcado por pausas, redefiniciones y expectativas contenidas.

Vicuña confirmó una inversión de US$ 7000 millones hasta 2030

La compañía Vicuña Corp, integrada por BHP Group y Lundin Mining, presentó los resultados de su Evaluación Económica Preliminar, que unifica por primera vez los desarrollos de Josemaría y Filo del Sol bajo un único esquema técnico, económico y productivo, denominado oficialmente como “proyecto Vicuña”.

El documento establece una planificación por etapas consecutivas en territorio argentino y chileno, convirtiendo al emprendimiento en el primer proyecto minero binacional de gran escala en la región. El plan contempla una inversión cercana a los 7.000 millones de dólares hasta 2030 y un desembolso acumulado que podría alcanzar los 18.000 millones de dólares durante su primera década.

La presentación también fue respaldada por el canciller Pablo Quirno, quien destacó el potencial estratégico del emprendimiento para la economía nacional. A través de sus redes sociales, remarcó que Argentina contará con una de las mayores minas de cobre, oro y plata del mundo, con impacto directo en inversiones, exportaciones y generación de empleo.

En la misma línea, el CEO Ron Hochstein definió al proyecto como una oportunidad transformacional. Según explicó, Vicuña reúne condiciones geológicas excepcionales que permiten impulsar el crecimiento de largo plazo mediante capital extranjero, desarrollo tecnológico, empleo calificado y mayores ingresos por ventas externas.

Si bien la vida útil inicial fue estimada en 25 años, los equipos técnicos sostienen que la magnitud de los recursos permitiría extender la explotación por al menos siete décadas. La compañía aseguró que el avance se realizará bajo estándares ambientales y sociales exigentes, con participación activa de autoridades y comunidades locales.

Etapas de desarrollo y proyecciones productivas

El esquema operativo se apoya en una arquitectura progresiva diseñada para administrar el capital y reducir riesgos. La primera fase se concentra en Josemaría, con una mina a cielo abierto y una planta concentradora preparada para futuras ampliaciones, aprovechando que ya cuenta con estudios ambientales aprobados y datos avanzados de exploración.

Esta etapa busca acelerar el inicio productivo para generar flujo de caja temprano y sostener financieramente las fases posteriores. La segunda instancia incorporará los recursos de óxidos de Filo del Sol, junto con una planta específica para recuperar cobre, oro y plata, ampliando así la capacidad total del complejo minero.

La tercera fase prevé la expansión de la planta concentradora y el desarrollo de los sulfuros, con una producción cercana a las 293.000 toneladas diarias. Incluye infraestructura estratégica tercerizada, como una planta desalinizadora, sistemas de transporte y nuevas instalaciones de tratamiento.

En términos productivos, se proyecta un promedio anual de 395.000 toneladas de cobre, 711.000 onzas de oro y 22,2 millones de onzas de plata durante los primeros 25 años. En su primera década, el volumen acumulado consolidará a Vicuña como uno de los principales distritos mineros del mundo.

HIF construirá un parque eólico clave para la industria del hidrógeno verde de Magallanes

La región de Magallanes dará un paso clave en su transición energética con la puesta en marcha de su primer parque eólico de gran escala. Se trata del Proyecto Parque Eólico Faro del Sur, que contempla una inversión estimada en US$500 millones para la instalación de 62 aerogeneradores de tres aspas en el sector de Cabo Negro.

La iniciativa es impulsada por la empresa HIF y ya cuenta con la aprobación unánime de su Estudio de Impacto Ambiental por parte de la Comisión de Evaluación Ambiental regional. Con este aval, el emprendimiento se posiciona como el primer complejo eólico de gran envergadura en la zona austral de Chile.

El parque tendrá una potencia nominal de 372 megavatios, que estarán destinados exclusivamente a abastecer a la industria del Hidrógeno Verde en Magallanes. La energía generada aprovechará los fuertes vientos característicos de la región para alimentar la producción de combustibles neutros en carbono, considerados estratégicos para la descarbonización.

El hidrógeno verde está llamado a ser el combustible del futuro.

Certezas para la industria del hidrógeno

Tras la aprobación, el Delegado Presidencial Regional, José Ruiz Pivcevic, valoró el resultado de la evaluación y sostuvo que representa una señal de confianza para los inversores internacionales. Según indicó, este tipo de decisiones refuerzan la imagen de estabilidad institucional y regulatoria del país.

“Es una muestra de las certezas que entrega nuestro país y nuestra región a una industria como esta. Cuando una empresa trabaja de manera responsable y responde a las observaciones de la ciudadanía, se alcanzan estos resultados”, expresó la autoridad, de acuerdo a declaraciones publicadas por El Pingüino.

En la misma línea, el seremi de Medio Ambiente, Enrique Rebolledo, destacó que el proyecto contribuirá a diversificar la matriz productiva regional. Además, explicó que el fortalecimiento del Servicio de Evaluación Ambiental, con la incorporación de 15 nuevos profesionales, permitió acelerar el análisis tanto del parque eólico como de la Planta de e-combustibles Cabo Negro.

Ambos emprendimientos estarán conectados a través de una línea de transmisión de más de 12 kilómetros, lo que permitirá integrar la generación renovable con los procesos industriales asociados al hidrógeno verde.

Desde HIF, el gerente Juan Eduardo Gallardo remarcó que el diseño definitivo del proyecto es el resultado de un proceso de diálogo de más de tres años con autoridades y comunidades locales. En ese marco, sostuvo que se incorporaron mejoras técnicas para reducir impactos ambientales.

“Este es el parque eólico con mayor nivel tecnológico del país”, afirmó, al tiempo que destacó las medidas adoptadas para proteger la avifauna y optimizar la gestión de residuos durante la construcción y operación.

Pluspetrol proyecta exportar gas de Vaca Muerta a Chile hasta 2078

La industria energética argentina recibió una señal de previsibilidad inédita a partir de una decisión estratégica de Pluspetrol. La compañía presentó una oferta para exportar gas natural desde Vaca Muerta hacia Chile durante 52 años, con un horizonte que se extiende hasta 2078.

La iniciativa apunta a asegurar capacidad de transporte en firme y blindar la comercialización futura de su producción. Se trata de una apuesta de largo plazo que no tiene antecedentes en la historia reciente de la Cuenca Neuquina.

El movimiento se dio en el marco de una licitación abierta, conocida como open season, organizada por Transportadora de Gas del Norte (TGN). El proceso buscaba asignar capacidad de exportación solicitada por la generadora chilena Colbún.

Sin embargo, Pluspetrol aprovechó la instancia para presentar una oferta propia. La propuesta garantiza la evacuación de su producción de gas a partir del 1 de enero de 2026 y durante más de cinco décadas, utilizando el sistema de transporte que conecta con el gasoducto Gasandes.

La decisión no solo impacta en el mercado argentino, sino que también refuerza el vínculo energético con Chile. El acuerdo permite consolidar flujos de exportación estables y previsibles en un contexto regional marcado por la necesidad de seguridad de abastecimiento.

En términos estratégicos, la jugada busca transformar recursos no convencionales en contratos de largo plazo. De ese modo, la empresa gana previsibilidad para sus inversiones y para el desarrollo masivo de sus áreas productivas en Vaca Muerta.

Pluspetrol presentó su informe de sustentabilidad.

Volúmenes, tarifas y capacidad disponible para exportación

Fuentes vinculadas al proceso detallaron los principales aspectos técnicos y económicos de la oferta. Pluspetrol espera la adjudicación de 4,1 millones de metros cúbicos diarios de gas natural para exportación.

El volumen total puesto a disposición en el sistema alcanzaba los 4,8 millones de metros cúbicos diarios. No obstante, la distribuidora EcoGas solicitó 700.000 metros cúbicos diarios para cubrir la demanda residencial prioritaria de la provincia de Mendoza.

Al contar con prioridad normativa, ese volumen quedará destinado al consumo interno. De esta manera, el saldo disponible para exportación se reduce a los 4,1 millones de metros cúbicos diarios solicitados por la operadora.

Desde la compañía también precisaron el costo logístico asociado a la operación. La tarifa de transporte pactada con TGN para estos envíos de exportación fue fijada en 0,57 dólares por millón de BTU.

Ese valor resulta clave para evaluar la competitividad del gas argentino en el mercado chileno. La combinación de costos de transporte y precios regionales define el atractivo de Vaca Muerta frente a otras fuentes de abastecimiento.

El contrato no requiere, en principio, nuevas obras de ampliación de gasoductos. El open season asigna capacidad existente, aunque la magnitud de la demanda podría abrir la puerta a futuras expansiones de infraestructura.

El shale gas cada vez más cerca de Brasil.

El mercado chileno y el respaldo productivo de Vaca Muerta

La magnitud del acuerdo responde a una lectura precisa del mercado energético chileno. El consumo de gas en la zona central del país trasandino ronda los 10 millones de metros cúbicos diarios.

Actualmente, cerca del 60% de ese volumen se abastece con gas proveniente de Argentina. El 40% restante se cubre mediante importaciones de gas natural licuado, una alternativa más costosa y expuesta a la volatilidad internacional.

Con esta operación, Pluspetrol busca capturar una porción estructural de esa demanda. La empresa apunta a posicionar moléculas de Vaca Muerta como una fuente estable y competitiva para el mercado chileno.

Para cumplir con el compromiso asumido, la compañía se apoyará en la producción de dos áreas clave de su portafolio: La Calera y Bajo del Choique. Ambas resultan centrales para su estrategia de crecimiento.

La iniciativa también ratifica el perfil expansivo de Pluspetrol tras la reciente adquisición de los activos de ExxonMobil en Neuquén por 1.700 millones de dólares. A partir de esa operación, la firma se consolidó como un actor de peso en el segmento gasífero.

Ahora resta que el Enargas valide la propuesta presentada por EcoGas. Con esa aprobación, se formalizará la adjudicación final y se dará inicio a un contrato que marcará el ritmo de las exportaciones de gas argentino durante las próximas cinco décadas.

OLACDE y CAF avanzan en un nuevo modelo regional para integrar el transporte de gas

OLACDE y CAF realizaron en Santiago de Chile el taller de cierre de la Fase IV del Proyecto Regional de Integración Gasífera, llevado a cabo en la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Chile y con la participación de autoridades, delegaciones nacionales y equipos técnicos de los países del Mercosur y Chile.

El encuentro estuvo centrado en la presentación y análisis del nuevo modelo regional de transporte de gas, desarrollado por OLACDE a partir de la información provista por los países. La herramienta busca optimizar la utilización de la infraestructura existente, identificar rutas más eficientes y proyectar reducciones de costos bajo distintos escenarios operativos.

La apertura estuvo a cargo de Guido Maiulini, Jefe de Asesoría Estratégica de OLACDE; Luis Felipe Ramos, Subsecretario de Energía de Chile; y Mercedes Pedreira, Ejecutiva de la Dirección de Integración, Comercio e Inversiones de CAF, quienes destacaron la relevancia de esta etapa para profundizar la cooperación regional y promover un sistema gasífero más eficiente y complementario.

Un ciclo de integración

Guido Maiulini destacó: “Desde que iniciamos este proceso en 2023 hemos logrado avances muy significativos, y el vigor de este trabajo responde tanto al compromiso de los países del MERCOSUR y Chile para volver a discutir estrategias de integración gasífera como al trabajo minucioso de sus agencies y el involucramiento imprescindible de organismos multilaterales como MERCOSUR y CAF”. Y agregó: “En este tiempo pudimos construir una alianza con claridad programática y generamos espacios de trabajo técnico conjuntos que nos permiten desarrollar las herramientas necesarias para avanzar hacia la integración energética regional, como lo demuestra el encuentro de hoy dedicado al análisis de un nuevo modelo regional de transporte de gas.”

En tanto, Luis Felipe Ramos afirmó: “Para el Gobierno de Chile, la integración energética y gasífera es esencial, porque contribuye a la seguridad, la resiliencia y el cumplimiento de nuestras metas ambientales. Desde el Ministerio de Energía estamos avanzando en acciones concretas —como la adecuación de la normativa y nuestra participación activa en este proceso— para asegurar que la integración se convierta en un pilar efectivo de la transición energética y del objetivo de descarbonización del país.”

Por su parte, Mercedes Pedreira sostuvo: “Desde CAF agradecemos el tiempo y la dedicación que cada delegación ha puesto en este estudio, que se alinea con nuestro compromiso con la integración regional y una transición energética justa. La alianza con OLACDE que dio origen a este trabajo es una herramienta fundamental para abordar los desafíos que hoy enfrentan nuestros países.”

OLACDE y la visión para la región

Durante el taller, las delegaciones avanzaron en la validación de las hipótesis y los datos aportados por los países, revisaron la topología del sistema regional de transporte y analizaron las restricciones operativas y de planificación relevadas a nivel nacional. También se realizaron simulaciones en tiempo real para evaluar el comportamiento del modelo ante variaciones en los costos de transporte, producción y demanda, y para observar sus efectos en la asignación de flujos y la eficiencia económica del sistema.

En este marco, surgieron resultados que incluyen la necesidad de ampliar la capacidad de evacuación desde Neuquén, reforzar la infraestructura intermedia para atender las demandas potenciales de Paraguay y del norte de Uruguay, y adecuar el modelo a los cambios previstos en el sistema de transporte que Brasil implementará en los próximos años.

El modelo —de código abierto y en proceso de ajuste permanente— permite identificar rutas de transporte más competitivas, minimizar costos y estimar indicadores de interés para los países, como el precio final del gas en cada nodo, en horizontes de corto y mediano plazo, bajo distintas configuraciones y escenarios que los países consideran posibles.

Con este trabajo, OLACDE y CAF consolidan una herramienta para optimizar los costos del transporte gasífero y fortalecen la planificación conjunta para avanzar hacia la integración energética regional.

Enap anticipa nuevos convenios con Vaca Muerta

La firma del mayor contrato en la historia de Enap marcó un antes y un después para las relaciones energéticas entre Chile y Argentina. El acuerdo, sellado el miércoles 3 de diciembre en Buenos Aires, garantiza que el 35% del crudo que consume el país trasandino provendrá de Vaca Muerta, un hito celebrado por ambas naciones.

Julio Friedmann, CEO de la estatal chilena, viajó especialmente para cerrar el entendimiento con YPF, Vista Energy, Shell Argentina y Equinor. En diálogo con La Tercera, el ejecutivo no solo destacó el impacto económico y logístico del convenio, sino que anticipó un panorama con más contratos futuros entre Enap y las operadoras del shale argentino.

Asimismo, el ejecutivo subrayó que Chile todavía no olvida la crisis del gas de 2004. Para Friedmann, ese antecedente sigue condicionando cualquier decisión estratégica y obliga a mantener un plan B que garantice abastecimiento incluso ante interrupciones imprevistas.

Un cambio estructural en el abastecimiento de Enap

Friedmann recordó que, hasta ahora, todo el crudo procesado en Chile llegaba por barco desde Brasil, Ecuador o Estados Unidos. Dependían de licitaciones internacionales, de los tiempos de cada proveedor y del costo logístico de mover cargamentos completos hasta los terminales de Quintero y San Vicente.

El esquema cambiará de raíz. El nuevo contrato permitirá que unos 70 mil barriles diarios lleguen directamente desde Vaca Muerta por el Oleoducto Trasandino, que conecta Neuquén con la refinería de Enap en Biobío. Esa cifra equivale al 35% del consumo anual de la empresa, un volumen sin precedentes en la historia energética chilena.

El CEO explicó que la referencia de precios será el marcador internacional de Puerto Rosales, al que se sumarán ajustes logísticos y de calidad. De esta manera, la empresa accede a valores transparentes que ya no dependen del mercado spot, como ocurrió en los últimos meses.

La rehabilitación del oleoducto fue clave. Luego de 17 años de inactividad, su puesta a punto demandó dos años de trabajo y permitió iniciar pruebas con un 5% del abastecimiento antes de avanzar al 35% actual. Con el contrato firmado, el ahorro proyectado es de un dólar por barril, lo que equivale a unos 70 millones de dólares anuales.

Para una compañía que atravesó largos períodos de pérdidas, es un impacto significativo. Friedmann subrayó que Enap enfrenta costos crecientes en servicios, mantenimiento y mano de obra, por lo que contar con un volumen estable y más económico representa un alivio financiero estratégico.

Vista compró el 50% de la participación de Petronas en La Amarga Chica

Chile avanza con nuevos contratos, pero no olvida la crisis del gas de 2004

Cuando se le preguntó por el futuro, Friedmann fue claro: este contrato es solo el primero. Vaca Muerta continúa expandiéndose y nuevas empresas se suman a su desarrollo. El directivo sostuvo que las cuatro operadoras actuales podrían incluso aumentar su producción y ofrecer más crudo en los próximos años.

El CEO aseguró que Enap está abierta a avanzar con nuevos contratos si las condiciones se mantienen estables y ponderó que Argentina tiene capacidad para convertirse en un proveedor clave del Cono Sur durante las próximas décadas.

Sin embargo, la memoria energética chilena tiene cicatrices profundas. Friedmann mencionó, sin rodeos, la crisis del gas de 2004, cuando Argentina interrumpió abruptamente los envíos a Chile tras declarar una “fuerza mayor” que él califica como injustificada. Aunque el país disponía de gas, priorizó el abastecimiento de Buenos Aires ante temores sociales y políticos.

Ese antecedente condiciona cualquier negociación actual. “Hemos aprendido de la historia”, remarcó. Por eso diseñaron un plan de contingencia que permite a Chile volver a la importación marítima inmediata en caso de un corte sorpresivo. También construyeron dos estanques de 50 mil metros cúbicos que fortalecen la capacidad de almacenamiento y brindan mayor resiliencia ante imprevistos.

El contrato, además, está firmado bajo ley de Nueva York y contempla multas por incumplimiento por parte de las compañías argentinas. Friedmann enfatizó que, a diferencia del gasoducto en 2004, la figura de “fuerza mayor política” está expresamente incluida como causal de incumplimiento, lo que obliga a los cargadores a mantener el flujo salvo circunstancias extremas y verificables.

La visión del CEO: integración energética, costos competitivos y más acuerdos en camino

Para Enap, el acuerdo no solo significa ahorro y estabilidad, sino también una apuesta estratégica a la integración energética entre ambos países. Friedmann remarcó que Vaca Muerta ofrece crudos de alta calidad, volumen disponible y costos competitivos que permiten planificar a largo plazo.

El ejecutivo reconoció que el abastecimiento internacional por barco seguirá siendo una pata importante del esquema chileno, pero destacó que la diversificación es la mejor herramienta para evitar crisis como la de hace dos décadas. Con Vaca Muerta, Chile suma una fuente cercana, confiable y con un oleoducto operativo que reduce riesgos logísticos.

Sobre los próximos pasos, explicó que Enap mantendrá conversaciones permanentes con nuevas operadoras. Su expectativa es que la integración energética continúe creciendo, siempre bajo marcos contractuales sólidos y con garantías suficientes para ambos lados de la cordillera.

El acuerdo actual, dijo, marca solo el comienzo de una nueva etapa. “Este es el primer contrato”, insistió, dejando claro que Enap ya mira hacia los próximos desarrollos que pueda ofrecer el shale argentino.

Vaca Muerta garantizará el 35% del abastecimiento petrolero de Chile

El potencial exportador de Vaca Muerta sumó este jueves un nuevo hito estratégico para la industria energética regional. Las principales productoras de hidrocarburos que operan en la cuenca —YPF, Vista Energy, Shell Argentina y Equinor— concretaron un acuerdo comercial de enorme escala con la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) de Chile. El entendimiento involucra transacciones por US$ 12.000 millones y garantiza una demanda sostenida para el petróleo neuquino durante los próximos ocho años.

El pacto establece que las compañías enviarán su producción directamente a través del Oleoducto Trasandino (Otasa), infraestructura clave que une los yacimientos de Neuquén con la Región del Biobío y que permite a las petroleras colocar el crudo argentino en el exterior con mayor rapidez, eficiencia y previsibilidad.

El convenio también ratifica la creciente valoración del crudo Medanito y del shale oil producido en Vaca Muerta. Las refinerías chilenas adaptaron sus procesos para procesar estos petróleos ligeros y de bajo contenido de azufre, un factor que impulsa la competitividad de la cuenca y fortalece los ingresos para la provincia de Neuquén.

Las cuatro operadoras de Vaca Muerta

YPF, Vista Energy, Shell Argentina y Equinor, las cuatro empresas involucradas, subrayaron que la iniciativa consolidará la seguridad y estabilidad del suministro hacia Chile, gracias a una conexión continua por oleoducto que reduce tiempos, costos y riesgos logísticos.

El anuncio formal se realizó este jueves: ENAP y las operadoras firmaron contratos de suministro con vigencia hasta junio de 2033 para garantizar un abastecimiento estable de crudo proveniente de Vaca Muerta. Según lo acordado, estos volúmenes cubrirán aproximadamente el 35% de la demanda anual de petróleo de la estatal chilena.

El transporte se realizará mediante el Oleoducto Trasandino, una obra de más de 400 kilómetros construida en la década del 90. Esta infraestructura permaneció inactiva durante 17 años y retomó sus operaciones en 2023 luego de un profundo proceso de rehabilitación para volver a enviar petróleo hacia las instalaciones de ENAP en Hualpén, en la Región del Biobío.

Los contratos firmados, resultado de más de dos años de negociaciones y pruebas operativas, representan el acuerdo comercial más grande en la historia de ENAP, con un valor proyectado cercano a los US$ 12.000 millones. Para dimensionar su envergadura, el intercambio comercial anual total entre Chile y Argentina ronda actualmente los US$ 8.000 millones.

Un acuerdo de futuro

La entrada en vigencia de estos contratos mejora la seguridad energética chilena, optimiza la cadena logística binacional y disminuye la dependencia del transporte marítimo, habitualmente afectado por condiciones climáticas adversas o congestión portuaria. Además, permite acceder a un crudo más limpio por su bajo contenido de azufre, algo valorizado desde el plano ambiental.

El acuerdo también se alinea con el reposicionamiento logístico que busca desarrollar ENAP, ya que posibilitará la exportación del crudo de Vaca Muerta a través del Terminal Marítimo de San Vicente, en Talcahuano. De este modo, se refuerza la proyección de este punto como un nuevo hub del Pacífico para la salida del petróleo argentino.

“Este es un hito de gran relevancia y coherente con las definiciones estratégicas adoptadas por ENAP, en línea con el plan proyectado hacia 2040. Este acuerdo mejora la competitividad de la compañía y brinda mayor seguridad energética, ya que podremos fortalecer la producción de combustibles esenciales para la industria, el transporte y la vida cotidiana”, afirmó el gerente general de ENAP, Julio Friedmann.

El directivo destacó también que el transporte por oleoducto reduce significativamente los tiempos de traslado y los costos financieros asociados, al mismo tiempo que mantiene plena vigencia la capacidad de importación marítima internacional de ENAP, lo que aporta flexibilidad ante eventuales contingencias que puedan surgir en los envíos provenientes de Argentina.