NOVEDADES

Producción

CGC: el aumento de costos de producción impactó en el EBITDA

La Compañía General de Combustibles (CGC) ha reportado una reducción en su EBITDA ajustado durante el tercer trimestre de 2024, reflejando los desafíos operativos que enfrenta en un entorno de costos crecientes.

El EBITDA ajustado con dividendos cobrados ascendió a $56.802 millones para el tercer trimestre, mientras que para los primeros nueve meses del año alcanzó los $196.452 millones. No obstante, la cifra trimestral representa una disminución significativa de $52.883 millones en comparación con el mismo período de 2023. Según el informe de la compañía, esta caída responde principalmente a un incremento en los costos de producción.

Impacto en la producción

A pesar de esta baja en el EBITDA, la producción total de CGC se mantuvo estable con 786,91 Mm³ equivalentes de petróleo y gas en los primeros nueve meses de 2024, apenas un 0,1% inferior al mismo período del año anterior. Los hidrocarburos líquidos representaron el 42% del volumen total producido, mientras que el gas natural contribuyó con el 58%.

La compañía mantuvo su compromiso con el transporte de gas natural, con un volumen de 7.164,20 millones de metros cúbicos transportados durante el trimestre, lo que representa una disminución del 2% interanual. La compañía participa en importantes proyectos troncales a través de Transportadora de Gas del Norte S.A., Gasoducto GasAndes S.A. (Argentina y Chile) y Transportadora de Gas del Mercosur S.A.

Inversiones clave y nuevos desarrollos

Asimismo, CGC ha intensificado sus esfuerzos en exploración y producción, operando con cuatro equipos de perforación en las Cuencas del Golfo de San Jorge y Austral. Este año destaca como un período récord, con la perforación de 79 nuevos pozos, 13 de ellos con fines exploratorios.

En línea con el Plan de Producción Federal 2023-2028, CGC amplió su capacidad de producción de gas en la Cuenca Austral, aprovechando los altos precios del gas natural licuado (GNL) y la creciente demanda interna.

Entre los hitos financieros del trimestre, destacan: la emisión de Obligaciones Negociables Clase 36, por un total de 68,26 millones de dólares, destinadas a refinanciar pasivos e invertir en proyectos de hidrocarburos; y una tercera adenda a su préstamo sindicado, incluyendo a un nuevo prestamista y ampliando el monto en 5 millones de dólares.

Perspectivas 2024

CGC proyecta un año de consolidación, manteniendo altos niveles de inversión para potenciar su capacidad productiva. Sin embargo, la compañía anticipa posibles desafíos relacionados con la inflación, la estabilidad del mercado cambiario y el acceso al financiamiento. Para contrarrestar estos riesgos, se enfocará en optimizar su estructura de capital y buscar nuevas fuentes de financiamiento.

Phoenix comenzó a producir shale oil en Río Negro

Río Negro comenzó a producir shale oil. Phoenix Global Resources perforó tres pozos en el bloque Confluencia Norte con ramas laterales de 3.000 metros y actualmente están aportando 4.000 barriles por día.

El pad contó con una extensión total de 6.300 metros, los pozos se fracturaron con la técnica de estimulación de alta intensidad que implicó que en cada pozo se inyectaran 10.000 toneladas de arena para estimular la producción.

Una comitiva del Gobierno de Río Negro comandada por Alberto Weretilneck recorrió las instalaciones del primer proyecto de pozos no convencionales de Río Negro en Vaca Muerta.

También estuvieron presentes la secretaria de Estado de Energía y Ambiente de Río Negro, Andrea Confini, y el CEO de Phoenix, Pablo Bizzotto, quienes destacaron los logros de este proyecto pionero que impulsa la producción de hidrocarburos en la lengua rionegrina de la formación no convencional.

La marca de Phoenix

El recorrido marca un hito en la producción energética de Río Negro, ya que se trata del primer PAD (plataforma de perforación compartida) de tres pozos horizontales no convencionales en el sector oeste de Vaca Muerta.

“Para nosotros, que venimos trabajando en el potencial energético de Río Negro, es muy importante ver estos primeros resultados en no convencional. Se abren nuevas oportunidades y, con este primer PAD, no sólo se están generando empleos e inversiones, sino que estamos posicionando a la provincia en un nuevo escenario energético”, afirmó Weretilneck, quien resaltó el impacto de este proyecto para el desarrollo económico y social de la región.

Técnica avanzada y producción de alto rendimiento

El PAD incluye la perforación de tres pozos horizontales con ramas laterales de 3.000 metros, alcanzando un recorrido final de 6.300 metros cada uno por el subsuelo. Las operaciones fueron realizadas con técnicas avanzadas de fractura hidráulica, con un total de 135 etapas de estimulación de alta intensidad, optimizadas en base a los aprendizajes obtenidos en proyectos similares de Vaca Muerta en Neuquén.

“Estos resultados iniciales son muy alentadores y seguiremos analizando los parámetros del subsuelo para verificar las características de Vaca Muerta en esta área. Desde Phoenix estamos orgullosos de acompañar a la provincia en este hito y, personalmente, como rionegrino, estoy entusiasmado de poder contribuir al desarrollo de mi provincia”, destacó el CEO de Phoenix, Pablo Bizzotto.

A mediados de octubre, los pozos del PAD iniciaron la producción en una etapa de prueba y flowback, alcanzando una producción inicial de 4.000 barriles de petróleo por día (bbl/d), casi el 20% de la producción actual de Río Negro. Estos volúmenes han confirmado la presencia del reservorio Vaca Muerta en el área de Confluencia Norte, cuyas características geológicas, petrofísicas y de espesor resultan comparables con las observadas en el campo de Mata Mora Norte, también operado por Phoenix.

Avance exploratorio y compromisos futuros

Como parte de su compromiso exploratorio en Río Negro, Phoenix ha registrado y procesado 228 kilómetros cuadrados de sísmica 3D en las áreas de Confluencia Norte y Sur, datos actualmente en fase de interpretación y fundamentales para la planificación de nuevos pozos.

La empresa, que invirtió más de 85 millones de dólares en esta primera etapa, ya contempla la próxima fase de perforación para el bloque Confluencia Sur en 2025, que buscará profundizar el desarrollo del potencial energético no convencional de Río Negro.

“Estamos muy contentos porque esta primera experiencia no solo confirma el potencial del área, sino que además abre un abanico de posibilidades para toda la provincia. Río Negro, que históricamente ha sido productora de hidrocarburos convencionales, ahora tiene una nueva alternativa productiva en el no convencional, algo que hace años veníamos buscando”, señaló Confini.

La producción de shale oil de YPF aumentó un 36%

YPF experimentó un destacado desempeño en el tercer trimestre de 2024, reportando un aumento en la producción de shale oil, que alcanzó los 126.000 barriles diarios. Esta cifra supone un avance del 36% respecto al mismo trimestre del año anterior y un 11% frente al trimestre previo, consolidando el crecimiento sostenido en su producción no convencional.

Gracias a este incremento, el shale oil ahora representa el 49% del total de la producción de crudo de la compañía. Esto supone un salto en comparación con el 46% del segundo trimestre de este año y el 39% registrado en el tercer trimestre de 2023, reflejando la apuesta firme de YPF en el desarrollo del crudo no convencional.

Las exportaciones de petróleo Medanito, provenientes de la Cuenca Neuquina, también mostraron un crecimiento notable. Este trimestre, las exportaciones aumentaron un 111% en relación con el mismo período de 2023 y un 37% respecto al trimestre anterior. En promedio, se exportaron 39,000 barriles diarios, lo que equivale al 15% de la producción total de petróleo de YPF.

YPF destinó un total de 1,353 millones de dólares en inversiones durante este período, con un fuerte enfoque en el segmento Upstream. Más del 70% de los recursos se canalizaron hacia actividades de perforación y workover en proyectos shale, como parte de su estrategia de expansión.

La producción impulsa el EBITDA

A nivel financiero, YPF reportó un EBITDA ajustado de 1,366 millones de dólares, cifra que experimentó un crecimiento significativo debido a factores como el incremento estacional en las ventas de gas y el aumento en la producción de shale. También contribuyó la mejora en los precios locales de los combustibles, aunque este resultado se vio ligeramente afectado por mayores costos en términos reales y una menor producción convencional, debido en parte a condiciones climáticas en la Patagonia.

En comparación con el año anterior, el EBITDA ajustado creció un 47%, impulsado por el alza en los precios locales de combustibles y la expansión en la producción shale, así como por los mayores niveles de procesamiento en las refinerías. No obstante, estos factores positivos fueron moderados por el impacto de los costos más altos en moneda local y una baja en la producción convencional.

Con esta trayectoria de crecimiento en producción y exportaciones, junto con una estrategia de inversión focalizada, YPF reafirma su posición de liderazgo en el sector energético argentino y avanza en su meta de fortalecer la producción no convencional para los próximos años.

Los proyectos estratégicos

YPF también avanzó en sus proyectos estratégicos durante este trimestre. En el Proyecto Andes, la compañía firmó nueve acuerdos de compraventa que abarcan 25 áreas convencionales. Además, YPF obtuvo la aprobación del traspaso del clúster El Trébol – Escalante en Chubut.

Por otro lado, el proyecto de construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur ha alcanzado un avance del 50% en su primer tramo, que se extiende desde Vaca Muerta hasta Allen (130 km). Este primer segmento ha requerido una inversión de aproximadamente 200 millones de dólares.

La segunda fase del proyecto contempla un oleoducto para exportación que unirá Allen con Punta Colorada (440 km), además de tanques de almacenamiento y monoboyas para operaciones con buques VLCCs, y representará una inversión total cercana a los 2,500 millones de dólares.

Se espera que la construcción de esta segunda etapa comience en los próximos meses, posicionando a YPF como un actor clave en la infraestructura energética de la región.

Qué áreas explicaron el nuevo récord petrolero de Neuquén

En septiembre último, la provincia de Neuquén registró un nuevo récord histórico en la producción de petróleo, al alcanzar los 446.890 barriles por día, esto es un 3,77 % más que agosto, el mayor volumen registrado en la historia de producción de la provincia. Esto se debe al desempeño de cuatro áreas claves que tienen una fuerte presencia en el shale oil.

La suba interanual fue del 33 % y la variación acumulada en estos primeros nueve meses de 2024, alcanzó el 23,88%, impulsada por el desarrollo de Vaca Muerta.

De acuerdo a las cifras brindadas por el ministerio de Energía y Recursos Naturales, el incremento con relación a agosto se debe en gran medida al aumento en la producción de las áreas Bajada del Palo Oeste, La Calera, Bajada del Palo Este y Loma Campana.

Por otro lado, la producción de gas en septiembre fue de 103,71 millones de metros cúbicos por día, con una caída del 5,4 % respecto del mes anterior. Igualmente cabe destacar que, en comparación con septiembre del año 2023, se produjo un 7,1% más. Además, la producción acumulada entre enero y septiembre es un 12,7 % mayor que la registrada para el mismo periodo de 2023.

La caída respecto a agosto se debe principalmente a la disminución en la producción de las áreas Fortín de Piedra, Aguada de la Arena, El Mangrullo, Río Neuquén y Rincón del Mangrullo.

En cuanto a la producción no convencional, en el mes de septiembre, la de petróleo fue de 94,29 % (421.379bbl/d), y la de gas fue del 88,31 % (91,58 m³ /día).

Centenario Ratones comenzará a exportar litio en 2025

El proyecto Centenario Ratones, la primera mina de producción de litio en Salta y la cuarta del país, está concluyendo su primera fase, un hito crucial para la industria del litio. Se estima que la empresa generará 24 mil toneladas de carbonato de litio anuales.

En el marco de este avance, el gobernador de Salta, Gustavo Sáenz, participó en una reunión clave con directivos del proyecto y representantes del sector energético, donde se debatieron los próximos pasos y los beneficios para la región.

En la reunión estuvieron presentes la presidenta y directora general del grupo francés Eramet, Christel Bories, el ministro Producción y Desarrollo Sustentable, Martín de los Ríos, y demás autoridades de Eramine, y de Eramet.

El corazón del proyecto está ubicado en el Salar Centenario Ratones, departamento Los Andes, a más de 3.800 metros sobre el nivel del mar.

Eramine Sudamérica está en la Argentina desde hace más de 10 años en la construcción del proyecto de litio. La firma es la subsidiaria de la francesa Eramet y socia estratégica de la china Tsingshan, principal productor de acero inoxidable.

El proyecto Centenario Ratones

“Estamos ante un proyecto estratégico para el desarrollo de nuestra provincia. La producción de litio no solo representa una fuente de ingresos importantes, sino también una oportunidad para generar empleo y posicionar a Salta en la vanguardia de la transición energética”, señaló Sáenz.

Además, manifestó a los directivos de la empresa Eramet que Salta “seguirá trabajando para brindarles las herramientas para que se pueda continuar avanzado en los proyectos en nuestra provincia”.

El proyecto Centenario Ratones tiene un gran potencial debido a las vastas reservas de litio en la zona, un mineral esencial en la fabricación de baterías para vehículos eléctricos y dispositivos tecnológicos.

Se espera que, una vez en funcionamiento completo, el emprendimiento genere cientos de empleos directos e indirectos, además de contribuir al posicionamiento de Argentina como uno de los principales exportadores de litio a nivel global.

Los próximos meses serán claves para la ejecución de la segunda fase de construcción y optimización de la planta de procesamiento, lo que permitirá que el proyecto alcance su capacidad total de producción a partir de 2025.

La demanda de cobre puede crecer en un millón de toneladas por año

BHP prevé que el mundo consumirá 1 millón de toneladas métricas más de cobre cada año en promedio hasta 2035 debido a la adopción de tecnologías intensivas en cobre, el doble del crecimiento anual del volumen en los últimos 15 años.

El metal rojo se utiliza desde hace tiempo en los sectores de la construcción, el transporte y la energía por su durabilidad, maleabilidad y conductividad. En los últimos años, también se utiliza en la fabricación de vehículos eléctricos, plantas de energía verde y centros de datos.

BHP señaló en un informe publicado el lunes que la demanda mundial de cobre ha crecido a una tasa anual compuesta del 3,1% en los últimos 75 años. Pero esta tasa de crecimiento se ha ralentizado a sólo el 1,9% en los 15 años hasta 2021, dijo.

“Sin embargo, de cara a 2035, esperamos que esta tasa de crecimiento se dispare de nuevo hasta el 2,6% anual”, señala el informe.

La demanda total de cobre en 2023 fue de 31 millones de toneladas, incluyendo 25 millones de toneladas de cátodos de cobre y 6 millones de toneladas de chatarra de cobre, según BHP, que opera y es propietaria de la mayor mina de cobre del mundo, Escondida en Chile.

“Si miramos hacia 2050, vemos un aumento del 70% en la demanda mundial de cobre, hasta 50 millones de toneladas anuales, impulsada por el papel del cobre en las tecnologías existentes y emergentes, y en las aspiraciones de descarbonización del mundo”, dijo el director Comercial de BHP, Rag Udd.

El gigante minero prevé que el sector de la transición energética representará el 23% de la demanda del metal rojo en 2050, frente al 7% actual, según el informe.

El sector digital, que abarca centros de datos, 5G, inteligencia artificial, internet de las cosas y cadena de bloques, representará el 6% de la demanda de cobre en 2050, desde el 1% actual, pronosticó BHP.

La demanda de China seguirá creciendo, aunque a un ritmo menor, porque su consumo de cobre per cápita es solo la mitad que el de los países desarrollados. India también experimentará un crecimiento.

En tanto, el crecimiento de la producción del mineral se ve limitado por los altos costos y el agotamiento de la ley del mineral.

“Estimamos que la ley promedio de las minas de cobre ha descendido en torno a un 40% desde 1991. Prevemos que entre un tercio y la mitad de la oferta mundial de cobre se enfrentará a problemas de reducción de ley y envejecimiento durante la próxima década”, añadió BHP.

Se prevé que la factura total de todas las inversiones de expansión entre 2025 y 2034 rondará los 250.000 millones de dólares, un aumento significativo respecto a los 10 años anteriores, cuando el gasto total en proyectos del metal rojo fue de aproximadamente 150.000 millones de dólares, según BHP.

Cómo se alcanzó la mayor producción de petróleo de los últimos 20 años

La producción de hidrocarburos no para de dar buenas noticias. Las empresas aceleran en sus proyectos y permiten que los registros top quedarán en el pasado para escribir una nueva página en la industria energética. De la mano de Vaca Muerta, el país se encamina a vivir un camino marcado por las exportaciones.

Según los datos de la Secretaría de Energía de la Nación, la producción de agosto fue la más alta de los últimos 20 años, superando incluso a la de julio, que había sido la mejor de las últimas dos décadas hasta ahora.

En el séptimo mes del año, el país produjo 719,3 mil barriles de petróleo por día y 153 millones de m3 de gas diarios, según datos del Instituto Nacional de Estadística y Censo difundidos estos últimos días por la Secretaría de Energía de la Nación. Estos números significa un crecimiento interanual del 14% y del 6,3% respectivamente.

Todo esto confirma la tendencia mostrada durante los primeros siete meses de este año, períodos en el que la producción de petróleo en el país superó los 143 millones de barriles, un desempeño que no se veía desde 2004.

Esos números son explicados en gran parte por el desempeño de Vaca Muerta. Es que en el octavo mes del año, la producción de petróleo en Neuquén llegó a los 430.654 barriles diarios en promedio, lo que constituye un nuevo récord histórico. Esto significa un crecimiento interanual del 31,36 por ciento y del 4,13% con respecto a julio.

En tanto, la variación acumulada de estos 8 meses del año es un 22,71 % superior en comparación con el mismo periodo de 2023. Pero ¿cómo se comenzó a gestar este crecimiento?

Las obras claves para la producción

Uno de los principales cuellos de botella de la producción del no convencional era la falta de infraestructura para transportar la producción. La industria encabezó una serie de obras para que el potencial del shale fuera liberado.

El Oleoducto Trasandino (OTASA) fue uno de los proyectos que permitió comenzar a desatar los nudos del no convencional. El ducto tiene una capacidad de transporte de hasta 110 mil barriles por día de crudo desde la Estación Puesto Hernández hasta la refinería de Biobío, en Chile.

El proyecto Duplicar de Oldelval también es una de las obras que permitirá dar alivio a las empresas productoras. Con esta obra, se aumentará la capacidad de transporte de crudo, llevando los 36.000 metros cúbicos diarios actuales a 86.000 metros cúbicos diarios. Este salto en capacidad permitirá exportar hasta 310.000 barriles diarios de petróleo, lo que representará ingresos anuales cercanos a los 8000 millones de dólares.

Además, YPF avanza con el proyecto Vaca Muerta Sur. El oleoducto tendrá una extensión de 128 kilómetros y conectará Loma Campaña con Allen para transportar hasta 390 mil barriles diarios de crudo hacia las refinerías y puertos de exportación.

La segunda etapa del ducto incluirá la conexión hacia Sierra Grande y la construcción de la terminal exportadora, lo que potenciará aún más la actividad productiva y económica en la región. Ese tramo tendrá 437 kilómetros y una vez completado, permitirá exportar 135 millones de barriles de petróleo por año.

Exportación del shale

La explicación del crecimiento de producción también se puede explicar gracias a la ampliación de Puerto Rosales, que son claves para el engranaje de Vaca Muerta. La industria ha planificado obras de modernización para permitir un mayor volumen de crudo exportable desde la Cuenca Neuquina.

Oiltanking Ebytem encabeza las obras para que Puerto Rosales se convierta en la principal terminal portuaria del shale oil. La compañía lleva a cabo la construcción de un gran muelle en alta mar para el manejo de buques petroleros de gran envergadura.

La obra de Oiltanking no incluye la instalación de nuevas monoboyas en Punta Cigüeña y Punta Ancla, las cuales serán retiradas para permitir una mejora operativa en la terminal.

Asimismo, la empresa comenzó la construcción de cinco tanques con capacidad de 50 mil m3 cada uno, con la opción de agregar un sexto tanque, que se sumarán a los 18 tanques actualmente en uso. También se está construyendo una estación de bombeo adecuada para la operación de buques de mayor tamaño.

Se prevé que, una vez concluida la obra, se podrá incrementar la exportación de crudo en aproximadamente 15 buques mensuales, en comparación con los 3 o 4 buques petroleros actuales.

El rol de la tecnología

Ya nadie pone en duda el potencial de Vaca Muerta. El desriskeo de formación se llevó a cabo de la mano de la adopción de tecnologías más eficientes para el fracking y la perforación horizontal. De esta manera, las compañías incrementaron la extracción de petróleo de los yacimientos y trabajar para hacer un barril cada vez más rentable.

Los números de Vaca Muerta están en alza. Las inversiones en los bloques se incrementan y las productoras trabajan para que la Cuenca Neuquina sea el corazón energético de la región y dé el salto para jugar las grandes ligas de los mercados internacionales.

Vaca Muerta volvió a registrar un doble récord de producción

La producción de petróleo de agosto constituyó un nuevo récord histórico al alcanzar los 430.654 barriles diarios; en tanto que la producción de gas fue de 109,63 millones de metros cúbicos por día, siendo el mayor volumen registrado en la historia de toda la provincia.

La producción de petróleo en la provincia de Neuquén llegó en agosto último a los 430.654 barriles diarios en promedio, lo que constituye un nuevo récord histórico. Esto significa un crecimiento interanual del 31,36 por ciento y del 4,13% con respecto a julio. En tanto, la variación acumulada de estos 8 meses del año es un 22,71 % superior en comparación con el mismo periodo de 2023.

De acuerdo a las cifras brindadas por el ministerio de Energía y Recursos Naturales, el incremento con relación a julio se debe principalmente al aumento en la producción de las áreas Bandurria Sur, La Amarga Chica, Loma Campana, La Calera y Mata Mora Norte.

Por otro lado, la producción promedio de gas en agosto fue de 109,63 millones de metros cúbicos por día, y es el mayor volumen registrado en la historia de toda la provincia. Respecto a julio, el aumento fue de un 0,47% y en comparación con el mes de agosto del 2023, fue de un 12,08%. El acumulado en estos ocho meses fue positivo en un 12,75%.

El incremento respecto a julio se debe principalmente al aumento en la producción de las áreas Rincón del Mangrullo, La Calera, Aguada de la Arena y Loma La Lata- Sierra Barrosa.

Cabe destacar que la extracción no convencional de petróleo representó en agosto el 94,12% de la producción total de Neuquén, mientras que el 88,77% de la producción de gas fue del mismo origen.

Shell aumentará su producción, muestra interés por el GNL y avanza en el offshore

Shell es uno de los principales actores de la actividad hidrocarburífera del país. La compañía anglo – holandesa tiene una fuerte presencia en Vaca Muerta impulsando la producción del shale oil y se prepara para pisar el acelerador durante el 2025.

El presidente de Shell Argentina, Germán Burmeister, confirmó que la empresa aumentará su producción de petróleo en el país en un 40% para el próximo año. El plan de la operadora es pasar de 50 mil barriles por día (bpd) a 70 mil barriles para finales del año que viene.

Las declaraciones de Burmeister se dieron en el marco de la celebración del 110° aniversario de Shell en el país donde se convocó a la industria energética a debatir sobre el desarrollo del país.

“Fue un trabajo fantástico, pero lo que más me puso feliz es que vino toda la industria, vinieron los gobernadores, y creo que esto es un buen ejemplo de que cuando estamos juntos y apuntamos todos para el mismo lado, las cosas pasan. Y la Argentina necesita, que las cosas pasen”, subrayó.

Shell invierte en el país entre 500 y 600 millones de dólares por año. El RIGI (Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones) y la salida del cepo cambiario podría ayudar a que esos valores se incrementen en el corto plazo. “Estamos trabajando, estamos viendo opciones y queremos crecer”, afirmó Burmeister.

El pope de la compañía destacó que están analizando propuestas de infraestructura para dar alivio a los cuellos de botella de Vaca Muerta. “Estamos trabajando en varios (proyectos), no hay que poner todas las opciones en una misma bolsa”, aseveró.

Los beneficios del RIGI

Para el directivo, el RIGI es una excepción a la regla que debe existir debido a que la historia de las inversiones en Argentina está marcada por la falta de credibilidad. “El RIGI es una manera de atraer las inversiones que, si no, de otra manera, no llegarían”, consideró.

Sobre el cepo cambiario, Burmeister afirmó que mientras más rápido sea eliminado más beneficios traerá para el país. “El cepo no existe en ningún lugar del mundo o hay muy pocos lugares donde eso existe. Es otra distorsión más de la economía argentina, por eso cuando más rápido salgamos, mejor”, aseguró.

“Argentina quiere regular lo irregulable, pero eso no da libertad para los empresarios, para la gente, para las empresas. Entonces, cualquier restricción o cualquier acción que libere a la industria para desarrollar su máximo potencial es bienvenida. Y creo, no desde un punto de vista de Shell, pero cuando hablan con toda la gente que trabaja en cadena de valor, pymes y demás, están esperando que todas estas distorsiones se eliminen lo antes posible”, agregó.

Asimismo, el presidente de Shell Argentina destacó que la tensión que puede existir entre las productoras de crudo y las refinadoras se resuelve con dialogo. “Hay que hablar, no siempre vamos a estar de acuerdo, pero lo importante es tener el norte claro”, consideró.

El empuje del offshore

En el evento desarrollado en Vicente López, Daniel Scioli, secretario de Turismo, Ambiente y Deportes de la Nación, le entregó al presidente de Shell Argentina el permiso ambiental para que la compañía pueda realizar la exploración sísmica en los bloques CAN 107 y 109, que se encuentran a 198 kilómetros de la costa de Mar del Plata.

La autorización también fue publicada este miércoles a través de la resolución 506/2024 del Boletín Oficial. Este fue el último requisito que necesitaba la compañía para poder explorar el potencial del Mar Argentino teniendo en cuenta que en julio se realizó la audiencia pública.

“Si Dios quiere estaremos contratando los equipos de adquisición de sísmica para la campaña. Paso a paso”, afirmó Burmeister.

Según estima la compañía, la campaña de exploración tendrá una ventana de octubre a marzo de 2025, pero esperan lanzarla en diciembre de este año.

La oportunidad de Shell en el GNL

Después de Qatar Energy, Shell es la mayor operadora de GNL (gas natural licuado) del mundo. Burmeister ponderó que una de las características que impulsó a la compañía es que siempre “estamos mirando oportunidades y tratando de capturarlas”.

En este marco, Argentina puede ser una opción más que se trate de explorar. “Si hay oportunidad para nosotros, lo veremos, pero es un mercado que nos interesa”, afirmó.

La producción de litio en la Argentina creció un 56% en julio

La producción de litio en Argentina creció un 56,7% en julio de 2024 en comparación con el mismo mes del año anterior, alcanzando las 4.991,1 toneladas de carbonato de litio, según el Índice de Producción Industrial Minero (IPIM) del Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec).

En lo que va del año, el acumulado muestra un incremento del 62,3% y aunque el crecimiento es considerable, es menor que el registrado en junio, cuando la producción había subido un notable 128,2%.

Pese a ello, las empresas del sector observan el fuerte descenso en los precios internacionales del litio, que actualmente cotiza a 10.483 dólares por tonelada de carbonato de litio equivalente (LCE), muy por debajo de los 80.909 dólares alcanzados en noviembre de 2022.

El precio del litio para 2027

El desplome en los precios se puede explicar en el exceso de oferta y una menor demanda de vehículos eléctricos a nivel global, uno de los principales destinos del mineral para la producción de baterías. Así, la eliminación de los subsidios para la compra de autos eléctricos en China también contribuyó a la contracción del mercado.

En este contexto, las empresas mineras han comenzado a aplicar estrategias de reducción de costos para mantener la viabilidad de sus proyectos. Aunque el mercado enfrenta desafíos, un reciente informe del economista Maximiliano Ramírez, subsecretario de programación macroeconómica en el Ministerio de Economía de la Nación, sostiene que las perspectivas de precios mejorarán en los próximos años.

Ramírez señaló que el mercado del litio es pequeño en comparación con otros metales, lo que lo hace susceptible a variaciones abruptas. Aun así, el especialista proyecta que los precios se estabilizarán y alcanzarán un promedio de 20.800 dólares por tonelada entre 2025 y 2027, un 53% más que el promedio histórico entre 2005 y 2023.

Inversiones y expansión

A pesar del contexto desafiante, el gobierno argentino y las mineras extranjeras mantienen altas expectativas para el sector. La inversión en proyectos de litio sigue en expansión y uno de los más destacados es el avance de la empresa surcoreana Posco, que invertirá 2000 millones de dólares en el Salar del Hombre Muerto, ubicado en la provincia de Salta.

Además, la francesa Eramine Sudamérica, en sociedad con la china Tsingshan, inaugurará la primera mina de litio en el salar Centenario-Ratones y proyecta una segunda instalación con una inversión adicional de 800 millones de dólares. La empresa china Ganfeng, líder en la producción de baterías, también evalúa una inversión de 1000 millones de dólares en su proyecto Mariana, en el Salar Llullaillaco.

El Informe de Gestión presentado por el jefe de Gabinete, Guillermo Francos, estima que la finalización de estos proyectos inyectará alrededor de 47.100 millones de dólares en la economía argentina en los próximos años, consolidando al país como uno de los principales productores de litio a nivel mundial.

No obstante, para finales de 2024 se espera que la producción total de carbonato de litio en la Argentina supere las 80.000 toneladas, lo que representaría un salto significativo en comparación con las 44.000 toneladas producidas el año pasado y marcaría un aumento del 373% en la producción proyectada para los próximos cinco años, consolidando al país como un jugador clave en el mercado global del litio.