Chubut aprobó el estudio de impacto ambiental de un proyecto de uranio

La aprobación del Estudio de Impacto Ambiental (EIA) del proyecto Laguna Salada por parte del Gobierno de Chubut reactivó el debate sobre el futuro productivo de la provincia. En un contexto marcado por la crisis petrolera y la pérdida sostenida de empleo, la medida aparece como un avance técnico que vuelve a poner a la minería en el centro de la escena.

El aval otorgado por la administración que encabeza Ignacio Torres habilita formalmente el inicio de nuevas etapas de exploración. Para distintos sectores sindicales, esta decisión representa una oportunidad concreta para comenzar a discutir la habilitación integral de la actividad minera como alternativa económica.

Mientras la industria hidrocarburífera continúa mostrando signos de retracción, con empresas que reducen operaciones y personal, la minería vuelve a aparecer como una de las pocas actividades capaces de generar inversiones de magnitud en el corto plazo. En ese marco, el EIA aprobado funciona como una señal institucional relevante.

La iniciativa corresponde a la firma Jaguar Uranium Corp., que impulsa el desarrollo de un yacimiento de uranio en el centro de la provincia. Con la autorización ambiental, la empresa queda en condiciones de profundizar sus tareas exploratorias en el área.

El avance administrativo fue recibido con expectativa por parte de los gremios, que desde hace meses reclaman políticas activas para revertir el deterioro del mercado laboral. Para los sindicatos, el paso dado por el Ejecutivo debería traducirse ahora en definiciones más amplias sobre el marco regulatorio y político de la actividad.

Detalles del EIA y alcance del proyecto

El permiso ambiental aprobado abarca el sector denominado “Guanaco”, ubicado al sur de la localidad de Las Plumas. Según informó la compañía, la autorización permitirá acelerar el cronograma previsto para las tareas iniciales del proyecto en la zona de Laguna Salada.

Desde Jaguar Uranium señalaron que el yacimiento representa un objetivo de exploración y desarrollo a gran escala. Con la aprobación, se pondrá en marcha la denominada Fase 1, orientada a confirmar el potencial geológico y económico del depósito de uranio ubicado en Laguna Salada.

El director ejecutivo de la empresa, Steven Gold, destacó que la autorización constituye un “hito importante” para la compañía. Además, valoró el trabajo de las autoridades provinciales en el análisis ambiental del proyecto y el acompañamiento institucional brindado.

Con el EIA aprobado, la firma queda habilitada, previa presentación del plan correspondiente, a desarrollar estudios geofísicos, muestreos de superficie, excavación de zanjas, construcción de accesos, perforaciones exploratorias y la instalación de campamentos operativos en el área.

Estas tareas permitirán avanzar en la caracterización del yacimiento y definir los próximos pasos del emprendimiento. En paralelo, el proyecto se convierte en una referencia para otros desarrollos mineros que podrían impulsarse en el territorio provincial en el futuro.

Presión sindical en Chubut

La aprobación del EIA se da en un contexto de fuerte presión sindical para que la minería sea incorporada formalmente a la matriz productiva de Chubut. En los últimos dos años, la caída del petróleo dejó miles de trabajadores sin empleo y profundizó la fragilidad económica en varias localidades.

Frente a este escenario, distintos gremios comenzaron a manifestar públicamente la necesidad de avanzar con proyectos mineros. Consideran que el desarrollo del sector permitiría generar empleo formal, atraer inversiones y diversificar la economía provincial, actualmente dependiente de actividades en retroceso.

El reclamo se potenció tras las declaraciones del presidente Javier Milei, quien sostuvo que la minería se expandirá en todo el país generando cientos de miles de puestos de trabajo. Sus palabras fueron interpretadas como una señal favorable para el sector.

Cipolletti analizó la ampliación del oleoducto Duplicar Norte

Este jueves, en Cipolletti, la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático realizó la Audiencia Pública del proyecto “Oleoducto Duplicar Norte”, donde se presentó el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) propuesto por Oleoductos del Valle S.A.

La instancia se desarrolló en la sede de la Secretaría de Energía y Ambiente y formó parte del procedimiento de Evaluación de Impacto Ambiental previsto en la Ley Provincial 3.266.

La apertura estuvo a cargo de la Secretaria de Ambiente y Cambio Climático, María Judith Jiménez, y la mesa protocolar se integró además con el Subsecretario de Control y Fiscalización Ambiental, Nicolás Jurgeit, y el Intendente de Cipolletti, Rodrigo Buteler.

Durante la jornada, se presentó el proyecto por parte de Oleoductos del Valle S.A. y la explicación del EIA estuvo a cargo de la consultora ambiental Confluencia SRL.

También participaron como expositores invitados referentes técnicos e institucionales, entre ellos la referente técnica de la Secretaría de Hidrocarburos, Amelia Lapuente; en representación de la OFEPHI, Alejandro Monteiro; Luis Aiassa por la Cámara Empresarial de Servicios de Río Negro e Ivana Hernández por la Cámara de Servicios Petroleros. Además, participó Raúl Vila por el IAPG y Guillermo Capponi Sachramm, por la Defensoría del Pueblo de Río Negro.

Qué contempla el proyecto Duplicar Norte

Según lo expuesto, el proyecto busca ampliar la capacidad de transporte de crudo desde la Estación de Bombeo Puesto Hernández (Neuquén) hasta la Estación de Bombeo Allen (Río Negro), y el estudio presentado evalúa el tramo e instalaciones dentro de la provincia.

En ese marco, la Secretaria de Ambiente y Cambio Climático, María Judith Jiménez, explicó que se trata de “una ampliación de la capacidad de transporte de crudo” y que “consiste específicamente en 147 kilómetros de caño de ducto” hasta la estación de bombeo de Allen.

Estudio de Impacto Ambiental y medidas previstas

El EIA fue elaborado conforme a normativa nacional para sistemas de transporte de hidrocarburos (Disposición 123/2006) y al marco provincial de evaluación ambiental (Ley 3.266 y decretos reglamentarios).

El estudio incluye identificación y evaluación de impactos, y un Plan de Gestión Ambiental con programas de prevención y mitigación, capacitación en protección ambiental, contingencias y monitoreo en etapas de construcción y mantenimiento, además de medidas concretas como restauración de suelos, control de circulación, gestión de residuos y protección de fauna, entre otras.

Jiménez, remarcó el sentido de la instancia participativa: “El procedimiento de evaluación ambiental tiene una instancia de participación ciudadana que es la audiencia pública. A través de este mecanismo se da a conocer el proyecto, la gente se informa, puede opinar y nosotros recabamos esas opiniones para incorporarlas al dictamen técnico que después se traduce en una resolución ambiental”.

Jiménez explicó además que, finalizada la audiencia, se incorpora lo expresado al dictamen técnico para avanzar con la resolución correspondiente y que, una vez emitida, la empresa queda habilitada para iniciar la obra.

Mano de obra local y formación

Por su parte el Secretario General de UOCRA Zona Atlántica, Damián Miler, destacó la importancia de que estas inversiones se traduzcan en empleo, con eje en la mano de obra local y la formación profesional, acompañando el desarrollo de infraestructura “con cuidado del medio ambiente”.

Además, puso el foco en el impacto laboral de este tipo de iniciativas y pidió que se priorice la mano de obra local: “tienen que ver más con la generación de empleo, fundamentalmente garantizar la ocupación de la mano de obra local”.

Miler agregó que, de acuerdo a las proyecciones, el conjunto de obras e inversiones vinculadas al desarrollo energético podría generar una ocupación de “8.000 o 10.000 trabajadores cuando esté todo el proyecto culminado”, y lo definió como “algo histórico para Río Negro y para la región”.

EEUU incrementó sus perforadores por tercera vez en un mes

Las empresas de energía de Estados Unidos (EEUU) subieron nuevos equipos de perforación por tercera vez en cuatro semanas. El recuento de la plataforma de petróleo y gas, un indicador temprano de la producción futura, aumentó de 2 a 548 en la semana al 7 de noviembre. Así lo estableció el informe de Baker Hughes.

A pesar del aumento de la plataforma de esta semana, la compañía informó que el recuento total todavía había bajado 37 plataformas, o un 6% por debajo de esta época el año pasado.

Asimismo, Baker Hughes dijo que las plataformas petroleras se mantuvieron estables en 414 esta semana, mientras que las plataformas de gas aumentaron en 3 a 128, su nivel más alto desde agosto de 2023. El número de plataformas diversas también disminuyó de 1 a 6.

En Texas, el estado productor de petróleo y gas más grande de EEUU, el recuento de plataformas cayó de 1 a 234, el más bajo desde septiembre de 2021. En Luisiana, mientras tanto, el conteo de plataformas aumentó en 2 a 43, el más alto desde septiembre de 2024.

El recuento de plataformas de petróleo y gas disminuyó en aproximadamente un 5% en 2024 y un 20% en 2023, ya que los precios más bajos del petróleo y el gas en EEUU llevaron a las empresas de energía a centrarse más en aumentar los rendimientos de los accionistas y pagar la deuda en lugar de aumentar la producción.

Los equipos en EEU

Las compañías independientes de exploración y producción (E&P) rastreadas por la firma de servicios financieros de Estados Unidos TD Cowen dijeron que planeaban reducir los gastos de capital en alrededor del 4% en 2025 desde los niveles vistos en 2024.

Eso se compara con el gasto interanual aproximadamente plano en 2024, aumentos del 27% en 2023, el 40% en 2022 y el 4% en 2021.

Proyecciones

A pesar de que los analistas pronostican que los precios spot del crudo en Estados Unidos disminuirían por tercer año consecutivo en 2025, Estados Unidos. La producción de crudo proyectada por la Administración de Información de Energía (EIA) aumentaría de un récord de 13,2 millones de barriles por día (bpd) en 2024 a alrededor de 13,5 millones de bpd en 2025.

Por el lado del gas, la EIA proyectó un aumento del 56% en los precios spot del gas en 2025, lo que provocaría que los productores impulsaran la actividad de perforación este año después de que una caída de los precios del 14% en 2024 causó que varias empresas de energía redujeran la producción por primera vez desde que la pandemia de COVID-19 redujo la demanda de combustible en 2020.

La producción de gas proyectada por la EIA aumentaría a 107,1 mil millones de pies cúbicos por día (bcfd) en 2025, frente a 103,2 bcfd en 2024 y un récord de 103,6 bcfd en 2023.

EEUU suma rigs, pese a la caída del precio del crudo

Las compañías de energía en Estados Unidos (EEUU) sumaron esta semana equipos de perforación de petróleo y gas por cuarta vez consecutiva, algo que no ocurría desde febrero, informó la firma de servicios Baker Hughes en su reporte semanal.

El conteo de plataformas, indicador temprano de producción futura, aumentó en siete hasta alcanzar 549 al 26 de septiembre, el nivel más alto desde junio.

Pese al incremento, Baker Hughes señaló que el total sigue siendo 38 equipos menor que hace un año, lo que representa una baja del 6%.

En detalle, las plataformas petroleras crecieron en seis hasta 424, el mayor número desde julio, mientras que las de gas cayeron en una hasta 117, el nivel más bajo desde ese mes.

Asimismo, en Permian, en Texas y Nuevo México, la principal formación de shale de EEUU, el conteo cayó en uno hasta 253, el menor nivel desde septiembre de 2021.

En Utica (Pensilvania, Ohio y Virginia Occidental), que junto con Marcellus conforma la mayor cuenca gasífera del país, los equipos subieron en uno hasta 14, la cifra más alta desde marzo de 2023. En Ohio, el conteo también subió en uno, llegando a 13, el mayor nivel desde febrero de 2024.

EEUU sigue creciendo

El número de plataformas de petróleo y gas cayó un 5% en 2024 y un 20% en 2023, debido a los menores precios que llevaron a las compañías a priorizar retornos a los accionistas y reducción de deuda en lugar de incrementar la producción.

Las firmas independientes de exploración y producción (E&P) analizadas por TD Cowen planean recortar inversiones en torno a un 4% en 2025 respecto de 2024. Esto contrasta con un gasto estable en 2024, pero con fuertes aumentos previos: 27% en 2023, 40% en 2022 y 4% en 2021.

Aunque los analistas proyectan que los precios del crudo seguirán bajando por tercer año consecutivo en 2025, la Administración de Información Energética (EIA) estima que la producción crecerá de un récord de 13,2 millones de barriles diarios en 2024 a 13,4 millones en 2025.

Mientras que en el gas, la EIA prevé que un incremento del 61% en los precios al contado en 2025 impulsará la perforación, tras la caída del 14% en 2024 que redujo la producción por primera vez desde la pandemia de 2020. Se espera que la oferta de gas suba a 106,6 billones de pies cúbicos diarios en 2025, frente a los 103,2 de 2024 y el récord de 103,6 de 2023.