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.

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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.

TGN advirtió que Bolivia cobra hasta cuatro veces más por mover gas que Argentina

El transporte de gas natural se convirtió en un tema clave para la integración energética regional. En un contexto donde Argentina busca ampliar sus exportaciones hacia los países vecinos, las condiciones económicas del tránsito internacional pueden marcar la diferencia entre la viabilidad o el freno de un proyecto.Así lo expresó Daniel Ridelener, director general de Transportadora de Gas del Norte (TGN), durante su participación en el Energy Summit organizado por Forbes.

El ejecutivo fue claro: Bolivia cobra tarifas que cuadruplican los valores locales por el uso de sus gasoductos. Esa diferencia, sostuvo, representa una barrera significativa para avanzar en nuevos proyectos de integración.

“No hay razones para que el precio sea distinto”

Durante su intervención, Ridelener explicó que Bolivia exige un precio de 1,9 dólares por millón de BTU para el transporte de gas a través de su red de ductos, que en muchos casos supera los 25 años de antigüedad y atraviesa más de 1.200 kilómetros.

“Si hoy tocás el timbre en Bolivia y querés mover gas, te van a pedir 1,9 dólares por millón de BTU para un ducto que tiene más de 25 años y recorre 1.200 kilómetros”, señaló.

El contraste con el mercado argentino es contundente. “En nuestro país, transportar gas en una distancia similar y con una red de antigüedad comparable cuesta entre 40 y 50 centavos por millón de BTU. No veo razones por las cuales el precio tenga que ser distinto”, afirmó el titular de TGN.

Para el directivo, el valor que pretende Bolivia no responde a criterios técnicos ni de amortización de infraestructura, sino a una política tarifaria que limita la competitividad del comercio energético regional. “Una cosa es si hay que repagar inversiones nuevas; pero cuando se trata de sistemas existentes, con más de 20 o 25 años, no debería haber grandes diferencias”, añadió.

El contexto: gasoductos activos y exportaciones en crecimiento

Más allá de las diferencias tarifarias, Ridelener destacó que el panorama del gas argentino cambió de manera notable en los últimos años. “Todos los gasoductos de exportación, salvo el vínculo con Uruguaiana, están siendo utilizados”, aseguró, al recordar que durante mucho tiempo la red permaneció ociosa por la falta de producción.

Hoy, la situación es distinta. Argentina exporta gas a Chile, Brasil y Uruguay, reactivando conexiones que habían estado cerradas. “Estamos exportando a la zona de Concepción y Santiago en Chile, al sur de Brasil y a Uruguay. Lo que en algún momento fueron ductos cerrados, hoy están abiertos y funcionando, lo cual es una excelente noticia”, celebró el directivo.

En paralelo, el país mantiene conversaciones para ampliar el comercio energético. “El norte de Chile tiene interés en comprar capacidad de transporte, y el centro de Chile muestra señales de crecimiento. Brasil quiere comprar gas argentino y está perdiendo a Bolivia como proveedor”, explicó Ridelener.

TGN pidió la extensión del servicio de transporte de gas.

Brasil y Paraguay, las nuevas alternativas de integración

Ante las dificultades para negociar con Bolivia, TGN analiza rutas alternativas que permitan a Argentina colocar su gas en los mercados vecinos con mayor competitividad. Una de las opciones es cerrar un anillo de gasoductos en el sur de Brasil, uniendo las localidades de Uruguaiana y Porto Alegre con una extensión de unos 580 kilómetros.

“Esa conexión permitiría vincular el sistema argentino con nuevos centros de consumo en Brasil, sin depender del tránsito por Bolivia”, explicó Ridelener.

Otra posibilidad que gana terreno es Paraguay, un país que mostró interés en incorporarse al mapa del gas regional no solo como corredor de tránsito, sino también como consumidor directo. “Paraguay nos ha expresado interés en consumir gas natural a partir de 2030 o 2032, tanto para generación térmica como para plantas de fertilizantes”, detalló el director de TGN.

La propuesta paraguaya se apoya en el fuerte crecimiento del agro en los últimos años y la necesidad de contar con energía confiable y competitiva para industrializar parte de esa producción.

Un nuevo gasoducto para el futuro energético argentino

En paralelo, TGN evalúa la construcción de un nuevo ducto entre Neuquén y el sur de Córdoba, con el objetivo de conectar la producción de Vaca Muerta con la demanda local y las futuras exportaciones.

“Estamos viendo un proyecto muy interesante que junta demanda de Argentina con demanda de exportación para construir un nuevo ducto entre Neuquén y el sur de Córdoba, y ahí vincularnos a nuestro sistema de transporte”, adelantó Ridelener.

La obra implicaría una inversión estimada de 2.000 millones de dólares para transportar hasta 20 millones de metros cúbicos diarios, aunque la empresa estudia variantes con menores volúmenes que reducirían los costos.

El proyecto se presenta como una alternativa estratégica para aumentar la capacidad de exportación y aprovechar el excedente de gas de Vaca Muerta en mercados regionales, especialmente en Brasil, que busca diversificar su matriz energética tras la declinación del suministro boliviano.

Ridelener consideró que la integración energética sudamericana debe basarse en criterios de eficiencia y precios razonables. “Si queremos una verdadera red regional de gas, los valores de transporte tienen que reflejar costos reales y no posiciones dominantes”, afirmó.

Para el ejecutivo, la oportunidad está al alcance, pero depende de acuerdos comerciales que favorezcan tanto a los productores como a los consumidores. “Brasil necesita asegurar el suministro y Argentina tiene la capacidad de ofrecerlo. Solo hace falta un marco de tarifas que haga sentido para ambas partes”, concluyó.

La planta de hidrógeno verde de Enap presenta un 72% de avance

La Empresa Nacional del Petróleo (Enap) lleva un 72% de avance en la construcción de la primera planta dedicada a la producción de hidrógeno verde (H2v) del país, ubicada en el complejo industrial Cabo Negro, en la Región de Magallanes.

El proyecto está en la fase final de obras civiles, mientras avanza la fabricación en Belo Horizonte, Brasil, de los principales equipos que comenzaron a arribar a Chile este mes. Entre ellos, destacan el electrolizador PEM de 1 MW, el compresor y el sistema de almacenamiento, desarrollados por la empresa alemana Neuman & Esser, responsable del diseño y construcción del sistema.

En el Complejo Industrial Cabo Negro de Enap ya fueron instaladas las fundaciones prefabricadas que recibirán los módulos de la planta, junto a las interconexiones a las redes de agua, energía eléctrica y gas natural, que permitirán la operación integrada del proyecto.

Hidrógeno verde de calidad

El gerente corporativo de Desarrollo y Planificación Estratégica de Enap, Nicolás Correa, precisó que la estatal prevé la finalización total del proyecto e inicio de su operación para el primer trimestre de 2026.

“Este proyecto no sólo nos posiciona como pioneros, sino que también habilita una nueva etapa de desarrollo para Enap. Estamos construyendo capacidades tecnológicas, operativas y humanas que nos permitirán abrir nuevos negocios energéticos sostenibles y proyectar a la compañía hacia el futuro, del mismo modo que hace 80 años Enap fue pionero en la producción de hidrocarburos”, afirmó.

El ejecutivo destacó que desde que la empresa anunció el año pasado su Plan de Descarbonización, “uno de los principales ejes fue proponernos ambiciosas metas para avanzar tanto en la producción de combustibles de baja huella de carbono en refinerías, como en los proyectos de infraestructura habilitante para el hidrógeno verde en Magallanes”.

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

Etapas y producción

La construcción de la planta, que contempla una inversión cercana a los USD $14 millones, está a cargo de la empresa alemana Neuman & Esser y fue diseñada en un formato modular para permitir su reubicación en el futuro. Además de ser los fabricantes, sus especialistas aportaron con su experiencia para capacitar a equipos multidisciplinarios de Enap en la operación técnica y en la mantención con el fin de asegurar una eficiente puesta en marcha y funcionamiento.

La planta operará con un electrolizador PEM -Proton Exchange Membrane- de 1 MW. Para su funcionamiento, se alimentará de energía renovable proveniente del parque eólico Vientos Patagónicos, del cual Enap es accionista mayoritario (con el 66%).

La planta tendrá una capacidad de producción de 19 kilos de hidrógeno por hora, lo que equivale a lo que necesita un bus o un camión para circular 300 kilómetros. “Esta producción no sólo servirá para Enap, sino también para el desarrollo de aplicaciones con terceros, proyectos especiales del Centro Tecnológico de Hidrógeno Verde en Magallanes y movilidad, entre otros”, dijo Correa.

Cabe mencionar que la planta de hidrógeno verde es una de las diversas iniciativas de Enap en el ámbito de la sostenibilidad, como son la incorporación de camiones a Gas Natural Licuado (GNL), la producción del Diésel Renovable Enap -en base a aceite usado de cocina- y la llegada del primer remolcador eléctrico de Latinoamérica. Con ello, la estatal reafirma su compromiso con un modelo de crecimiento diversificado, sostenible y basado en la creación de capacidades tecnológicas y humanas para el futuro energético del país.

No todo es Vaca Muerta: Neuquén fortalece su perfil minero

Neuquén se posiciona en la producción minera no metalífera, un segmento clave para la obra pública y privada, la industria y las cadenas de valor regionales. Según el balance 2024 de la secretaría de Ambiente y Recursos Naturales, la producción minera provincial alcanzó un valor de $33.994 millones y un volumen total de 3,87 millones de toneladas, consolidando una base sólida para el crecimiento sostenido del sector durante 2025.

El 62,3% de la producción correspondió a rocas de aplicación –principalmente áridos, caliza y piedra laja, mientras que el 31,4% provino de minerales industriales como yeso, baritina y bentonita. Los áridos se mantienen como el insumo predominante, representando el 81,6% del total, esenciales para el apalancar el crecimiento de la explotación hidrocarburífera, la expansión de la infraestructura y el desarrollo urbano en la provincia.

Con 125 yacimientos activos y 3.345 puestos de trabajo directos e indirectos, la minería neuquina impacta especialmente en Zapala, Picunches y Pehuenches, donde dinamiza proveedores, transporte y servicios. La participación femenina, del 8,65%, muestra un avance sostenido hacia una actividad más inclusiva.

En materia comercial, el 95% de la producción se destina al mercado interno, abasteciendo la demanda local y regional, mientras que Chile y Estados Unidos se consolidan como los principales destinos internacionales: 21.006 toneladas exportadas a Chile por $1.056 millones, y envíos de bentonita a EE.UU. para alimento balanceado.

La secretaría de Ambiente y Recursos Naturales refuerza la competitividad del sector con una gestión ambiental rigurosa, basada en evaluaciones técnicas, trazabilidad, buenas prácticas extractivas y participación ciudadana. Además, trabaja con organismos provinciales en infraestructura habilitante —caminos, energía y saneamiento— que potencia la eficiencia productiva y el desarrollo sostenible.

Con una minería no metalífera en expansión, Neuquén complementa el potencial energético de Vaca Muerta con una base productiva diversificada y ambientalmente responsable. Los resultados de 2024 ratifican un rumbo de crecimiento sostenido que continúa durante 2025, fortaleciendo el perfil minero y energético de la provincia.