Petroleros suspendió las medidas de fuerza en Vaca Muerta

Finalmente, el Ministerio de Capital Humano decidió convocar al Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa para mediar en el reclamo para regularizar la situación de los trabajadores que están por debajo de la línea de la pobreza.

“Ante la convocatoria a reunión del ministerio de trabajo para este miércoles a las 11 se suspenden temporalmente las medidas de fuerza prevista para este martes y miércoles”, informó el gremio que conduce Marcelo Rucci.

Los motivos de Petroleros

Hay que recordar que el viernes pasado, el sindicato comunicó a la Dirección Nacional de Relaciones y Regulaciones de Trabajo, dependiente del Ministerio de Capital Humano de la Nación, un paro para este martes y miércoles que afectaría a la producción de todos los yacimientos de la Cuenca Neuquina.

“Se mantuvieron un sinnúmero de reuniones privadas e inclusive cuestiones que se ventilaron en sede de esa Secretaria de Trabajo (en oportunidad de realizarse la última reunión paritaria), no habiendo hasta la fecha efectuado avance concreto al respecto de la cuestión salarial reclamada, claro ejemplo de ello fue el fracaso de la gestión intentada en forma privada en sede de nuestro gremio el pasado miércoles con presencia de la CEPH y la CEOPE”, subrayaba el documento.

“Es por ello que le hacemos saber que a partir del día martes 18 de junio llevaremos adelante una medida de acción directa con afectación a la producción y por el término de 48 horas con todo el alcance jurisdiccional de este gremio, sin perjuicio de la posible ampliación de la misma”, agregaba.

El reclamo ganó intensidad en la asamblea que realizó el gremio en Añelo. Allí, Rucci no reparó en repartir críticas hacia las cámaras empresariales. El líder petrolero sostuvo que “una vieja camada” se regocija cuando castiga a un trabajador.

“Hay una nueva camada en la industria que entiende lo que estamos pidiendo. Pero está la otra, la vieja camada, que todavía quedan algunos, que sienten felicidad cuando cagan a un trabajador. Hay tipos que, si pueden sacarle dos pesos, y decirle al patrón que pudieron estafar a los trabajadores en dos pesos, son felices”, criticó.

Las críticas

“Tratamos de sentarnos, de entender, de hablar, de ponernos de acuerdo, y nos salen con este tipo de cosas. Entonces, la soga la van a cortar ellos, porque nosotros la predisposición al diálogo y al discutir, la tenemos. Ahora, lo que no tenemos es tiempo para que nos boludeen”, advirtió.

“Yo no me voy a hacer cargo de las cagadas que hacen ellos, porque ustedes no me eligieron a mí para que los represente a ellos. Ustedes me eligieron para que yo labure por la dignidad de su familia”, arengó.

Para el dirigente gremial, es una cuestión de voluntad para que el conflicto no escale a mayores. “Estamos hablando de que los más vulnerables de la industria garanticen el plato de comida a su familia. Hay compañeros como en refinería que están por debajo de la línea de pobreza. Un petrolero está por debajo de la línea de la pobreza”, aseveró.

La producción de litio creció casi 50% en el primer cuatrimestre

El sector minero creció un 9,7% en el primer cuatrimestre comparado con el mismo período del año pasado, pero no todas las ramas de actividad tuvieron el mismo desempeño.

El litio fue la “estrella” de los primeros cuatro meses del año. Registró una mejora del 49,7% en el primer cuatrimestre.

Según el Indec, la extracción de carbonato de litio y otros minerales de litio mejoró un 40,6% en abril. El precio del litio alcanzó más de 20 mil dólares por tonelada en el primer trimestre.

Este precio es significativamente mayor al costo de producción, que ronda los 4 mil dólares por tonelada. Esto refleja un amplio margen de rentabilidad en la explotación del mineral.

El aumento en la extracción de litio está relacionado con el incremento de la demanda y su potencial futuro. El litio es esencial para las baterías de iones, impulsadas por la industria de vehículos eléctricos y energías renovables.

El panorama para la minería en Argentina parece prometedor, especialmente en lo que respecta al litio. Argentina tiene tres proyectos en producción y 35 en distintos grados de avance.

La Argentina es el país con mayor inversión en exploración de litio actualmente, según S&P Global Intelligence. Según CRU, la producción de litio podría crecer anualmente un 50% hasta 2027.

Argentina podría convertirse en el segundo o tercer mayor productor mundial de litio, superando a China y posiblemente a Chile.

Cómo le fue al resto de la industria minera

No sólo el litio creció durante el primer cuatrimestre. La extracción de sal aumentó un 52,7%, destacándose la “salmuera o solución saturada de sal” con un crecimiento del 61,7%.

La producción de petróleo crudo y gas natural también mejoró. Según el Indec, esta rama de la minería registró un incremento del 10,7% en sus volúmenes de extracción.

La extracción de minerales no metalíferos y rocas de aplicación aumentó un 7,2%. La explotación de minas y canteras creció un 46%.

Sin embargo, otras ramas de la minería decrecieron. La extracción de minerales metalíferos disminuyó un 2%.

La extracción de rocas ornamentales cayó un 24,4%. La producción de piedra caliza y yeso disminuyó un 14,4%. La extracción de arenas, canto rodado y triturados pétreos bajó un 3,8%. La extracción de arcilla y caolín disminuyó un 19,7%.

Neuquén registró otro hito en la producción de petróleo

La provincia de Neuquén registró en abril un récord histórico en la producción de petróleo, al alcanzar los 390.326 barriles por día, 0,66 % más que marzo constituyendo el mayor volumen registrado en la historia de producción de la provincia. La suba interanual fue del 18,97 % y la variación acumulada entre enero y abril alcanzó el 19 %.

De acuerdo a las cifras brindadas por el ministerio de Energía y Recursos Naturales, el incremento con relación a marzo se debió -en gran medida- al aumento en la producción de las áreas Bajada del Palo Oeste, La Amarga Chica y Sierras Blancas.

Por otro lado, la producción de gas en abril fue de 92,32 millones de metros cúbicos por día, con un aumento de 2,37 % respecto del mes anterior y del 11, 06 % en términos interanuales.

El acumulado entre enero y abril de este año alcanzó el 8,59 %, mayor que el registrado por el mismo periodo en el año 2023. Las áreas que llevaron a estos resultados fueron: El Orejano, Aguada de la Arena, Fortín de Piedra y Aguada Pichana Oeste.

En cuanto a la producción no convencional de petróleo en abril fue de 93,63 %, y la de gas, 86, 21%.

El impacto de Neuquén

La producción hidrocarburífera del país sigue apuntalando su trayectoria ascendente año tras año. Un informe de la Bolsa de Comercio de Rosario marca que, en el primer trimestre, la producción interanual de petróleo creció un 8,2%. El contexto marca el cuarto año consecutivo de crecimiento entre trimestres para la extracción petrolera y un máximo que no se veía desde 2004.

Por su parte, la producción de gas creció un 2% en el primer trimestre del año, marcando su nivel más alto desde 2009 para este período. Para el gas también se marca el cuarto año consecutivo de crecimiento sostenido en la producción.

El documento también sostiene que “más inversiones y un elevado nivel de actividad vienen impulsando al sector petrolero argentino, especialmente en la Cuenca Neuquina. En esta, el yacimiento Vaca Muerta emerge como la gran locomotora del crecimiento productivo”.

“La Cuenca Neuquina pasó de representar el 40% de la producción nacional de petróleo en 2013 al 62% en 2023. Más aún, ésta representó el 66% de la producción en lo que va del 2024. En el caso del gas, la participación creció del 54% en 2013 al 70% en 2023”, subraya el trabajo.

Aconcagua obtuvo una producción de 13.557 barriles equivalentes por día en el primer trimestre

Aconcagua Energía, sexta productora de hidrocarburos líquidos de Argentina, informó que durante el primer trimestre de 2024 logró un EBITDA ajustado de 14 millones de dólares (11.433 millones de pesos), lo que representa un incremento del 10,1% respecto del mismo período 2023.

Por otra parte, las ventas del Q1 de 2024 ascendieron a 42,4 millones de dólares (35.378 millones de pesos) resultando 10% superiores a las ventas del mismo período en 2023.

Estos datos surgen de la presentación realizada por los ex ejecutivos de YPF y fundadores de Aconcagua Energía, Diego Trabucco y Javier Basso, ante la Comisión Nacional de Valores (CNV). Allí también se destaca la mejora en la calificación crediticia que realizó la agencia Fix SCR como consecuencia del crecimiento sostenido (cambio de escala) y la solidez de su Modelo de Negocio como compañía de energía integrada.

Desde que inició sus operaciones en 2016, Aconcagua Energía ha mostrado un crecimiento armónico y sostenido, en producción de petróleo y gas, reservas, generación de energía, ventas e ingresos. Asimismo, la compañía ha mejorado permanentemente su participación en el mercado interno y externo, diversificando sus clientes, e integrando servicios claves para una mejor gestión de costos. En este proceso, la empresa sumó nuevos colaboradores a su staff profesional, que le permiten maximizar su EBITDA ajustado, tal como expresó en sus resultados del primer trimestre del ejercicio 2024.

El crecimiento de Aconcagua

Producción de hidrocarburos: incremento del 75% en petróleo y 244% en gas. La producción total promedio de hidrocarburos durante el primer trimestre de 2024 alcanzó los 13.557 barriles equivalentes por día.

En cuanto a los hidrocarburos líquidos aumentó de las ventas en el mercado interno en un 55%, e incrementó en 728% sus exportaciones de petróleo y las ventas en hidrocarburos gaseosos (gas) aumentó de 270% en ventas al mercado interno.

Sobre los ingresos totales se destaca que los ingresos por ventas se incrementaron un 899%, explicados por una mejora en las áreas de Mendoza y Río Negro, y la incorporación de producción de las áreas convencionales adquiridas a VISTA Energy.

Costos de extracción: mejora continua en la eficiencia de costos gracias al Modelo de Negocio Integrado de Aconcagua. Durante el primer trimestre de 2024, alcanzó un lifting de 22,2 usd/boe manteniendo la misma eficiencia respecto del mismo período del año 2023 el cual fue de 22,3 usd/boe.

Apalancamiento: en materia financiera y conforme con la política de endeudamiento máximo definida por sus accionistas (2,5x) para crecimiento orgánico, el nivel de apalancamiento Deuda/EBITDA ajustado fue de 2,3x.

Inversiones: en el Q1 2024 Aconcagua Energía realizó inversiones por 39 millones de dólares en actividades que incluyeron infraestructura, workovers y perforación de pozos. Lo que representó un incremento de 40% respecto a las realizadas en el Q1 2023.

En materia de inversiones Aconcagua Energía inició el año 2024 con la campaña de perforación en la Cuenca Neuquina, del lado mendocino, operando y perforando con el equipo de torre propio A-301. Los pozos Sr.x-1001 y SR-10 (bis) ST, son los dos primeros pozos perforados por ACONCAGUA en la provincia de Mendoza, utilizando el A-301, terminado con el equipo de WO propio A-201, y puesto en producción a través de Aconcagua Energía Servicios (AENSSA). Ambos pozos pertenecen al yacimiento Confluencia Sur, área en la que no se registraba actividad de perforación desde el año 2017.

Equipos

Por otro lado, en el área de Catriel Viejo de la Provincia de Río Negro, se encuentran trabajando dos equipos en forma simultánea, entre ellos el perforador propio A-301, ejecutando la perforación y terminación de los pozos de desarrollo MMo-1002, MMo-1003 y MMo-1004, producto del descubrimiento obtenido el último trimestre 2023 con el pozo exploratorio MMo.x-1001.

Esta actividad forma parte de la campaña de perforación 2024 y 2025 en la cuenca neuquina, con cinco equipos de pulling/workover y un equipo perforador trabajando en los yacimientos ubicados en las provincias de Río Negro, Neuquén y sur de Mendoza.

Cabe destacar que, durante el Q1 de 2024, las empresas del grupo Aconcagua Energía incorporaron 130 colaboradores directos para potenciar sus operaciones.

Además, durante el primer trimestre de 2024 la empresa continuó estableciendo alianzas con diferentes organizaciones e instituciones académicas, deportivas y sociales en pos de llevar adelante programas de formación y fortalecimiento educativo, social y deportivo en las tres provincias donde opera.

Consolidación

Se prevé que, durante los ejercicios 2024 y 2025, su resultado bruto será negativo como consecuencia de la naturaleza del acuerdo celebrado con Vista Energy. Sin embargo, este resultado se irá revirtiendo al momento de la extensión de las concesiones en proceso, como así también con la finalización de la transacción celebrada Vista Energy. Por otro lado, respecto a lo mencionado anteriormente, Aconcagua se encuentra consensuando reuniones técnicas con las autoridades de aplicación de Río Negro para determinar condiciones relacionadas con la extensión de las concesiones, las cuales se espera que sean acordadas en los próximos meses.

Aconcagua Energía robustece su modelo de negocio, además de incrementar su participación en el sector de hidrocarburos, también avanza en generación de energía eléctrica mediante la construcción de parques solares en la provincia de Mendoza, más la generación térmica e hidroeléctrica tras la reciente incorporación de los activos de Orazul Argentina.

De esta manera, Aconcagua Energía hoy se consolida como uno de los grupos económicos y energéticos de capitales argentinos e independientes más dinámico de la Argentina, convirtiéndose en un referente en las cuencas productivas y regiones donde opera, manteniendo una estrategia de crecimiento y consolidación sostenible en las tres líneas de negocio que desarrolla.

El mejor momento de la producción petrolera en los últimos 20 años

La producción de petróleo llegó a los 690.000 barriles por día (bpd) en marzo y Vaca Muerta representó el 52%. Por el lado del gas, fue de 134 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), con una participación del 46% del shale.

De esta manera, la producción de petróleo y gas natural en la Argentina está en el mejor momento de los últimos 20 años, según un reporte de la consultora Economía & Energía,

En marzo se llegó a 1.000 millones de barriles equivalentes de petróleo producidos en gas y petróleo de Vaca Muerta, desde que Repsol perforó el primer pozo de shale gas en 2010.

El superávit en la balanza energética durante el primer trimestre llegó a 1.670 millones de dólares.

Vaca Muerta tiene recursos equivalentes a 6 veces el consumo de energía de la Argentina durante los próximos 20 años, según estimaciones de petroleras.

El sector estima que la Argentina podría producir 1 millón de barriles por día y exportar 22.000 millones de dólares por año. Proyecciones más optimistas elevan la perspectiva exportadora a US$ 30.000 millones anuales.

El petróleo no convencional de Vaca Muerta puede contribuir con la estabilización macroeconómica del país al ser un importante generador de divisas, a través de la exportación.

Gracias a Vaca Muerta, la Argentina ya es un exportador estructural de petróleo y, en el marco de la evolución energética, tiene el potencial de proveer al mundo volúmenes crecientes de energía confiable, asequible, y baja en carbono.

Incluso, la productividad de un pozo promedio de Vaca Muerta está por encima de los pozos de shale de los Estados Unidos, y su intensidad de carbono en el primer cuartil a nivel global.

En este escenario, el sector privado reclama previsibilidad y reglas claras, es decir, que no haya sorpresas en materia tributaria.

Además, las ventajas para las importaciones sin impuestos, beneficios aduaneros y en el acceso a los dólares con libre disponibilidad bajarían el costo de capital del proyecto.

Consultoras privadas sostiene que se requiere de la instrumentación de una política industrial que favorezca el desarrollo de la cadena de proveedores locales y, con ello, del empleo, sin que esto implique sobre costos significativos sobre la producción hidrocarburífera.

Como la demanda doméstica de petróleo ya está abastecida, cada barril de producción que se agrega es un nuevo barril que se puede exportar, generando dólares.

La clave para explotar el potencial de Vaca Muerta es que las condiciones de inversión sean competitivas contra otros activos en el mundo.

Neuquén -provincia clave para la industria petrolera- es la única que obtiene recursos propios por el 80% del total de sus ingresos y solo depende en un 20% de la coparticipación. Por cada empleado público hay 2 privados. Se radican 25 familias nuevas por día y hace falta más infraestructura para abastecer esa demanda.

La producción de petróleo llegó a máximos de 20 años en el primer trimestre

La producción hidrocarburífera del país sigue apuntalando su trayectoria ascendente año tras año. Un informe de la Bolsa de Comercio de Rosario marca que, en el primer trimestre, la producción interanual de petróleo creció un 8,2%. El contexto marca el cuarto año consecutivo de crecimiento entre trimestres para la extracción petrolera y un máximo que no se veía desde 2004.

Por su parte, la producción de gas creció un 2% en el primer trimestre del año, marcando su nivel más alto desde 2009 para este período. Para el gas también se marca el cuarto año consecutivo de crecimiento sostenido en la producción.

El documento también sostiene que “más inversiones y un elevado nivel de actividad vienen impulsando al sector petrolero argentino, especialmente en la Cuenca Neuquina. En esta, el yacimiento Vaca Muerta emerge como la gran locomotora del crecimiento productivo”.

“La Cuenca Neuquina pasó de representar el 40% de la producción nacional de petróleo en 2013 al 62% en 2023. Más aún, ésta representó el 66% de la producción en lo que va del 2024. En el caso del gas, la participación creció del 54% en 2013 al 70% en 2023”, subraya el trabajo.

El impacto de Vaca Muerta en la producción

Asimismo, detalla que el no convencional representa ya más de tres cuartos de la producción de la Cuenca Neuquina. “El mejor proxy del nivel de actividad en la extracción no convencional se muestra en términos de etapas de fractura, a diferencia de los yacimientos convencionales, cuya actividad es medida por cantidad de pozos o equipos de perforación activos”, detalla.

En este sentido, de acuerdo con la Fundación Contactos Energéticos, en marzo pasado se batió el récord mensual de fracturas registrado para Argentina, superando por más de un 17% la marca anterior, de septiembre de 2023.

Con estas perspectivas, el 2024 podría cerrar con subas del 7% y 5% en la producción de petróleo y gas. De ser así, estaríamos en máximos desde 2004 y 2008 para estos hidrocarburos.

“En el primer trimestre del año más del 52% del petróleo extraído fue por métodos no convencionales, proporción que se ubicaba en el 19% hace 5 años y en el 1% hace 10 años. No caben dudas que la fuerza de Vaca Muerta y su extracción no convencional espera seguir apuntalando la producción nacional de petróleo y gas”, considera BCR.

Récord de exportaciones de petróleo

El informe de la BCR también destaca que con más de US$ 2.200 millones en los primeros tres meses del año, el complejo petrolero petroquímico marcó un máximo nominal para sus exportaciones.

“Con un crecimiento del 13% respecto al mismo trimestre del año pasado, el petróleo se destacó como el principal renglón de las exportaciones del complejo”, asegura.

Los aceites crudos de petróleo crecieron más de un 45% en sus exportaciones. “Con un contexto de precios levemente alcista en términos interanuales, las cantidades exportadas de estos aceites subieron más de un 38%”, detalla.

“El petróleo representa más del 51% de las exportaciones del complejo. Por otro lado, el aprovisionamiento de combustibles y lubricantes a buques y aeronaves, segundo renglón de las exportaciones del complejo creció un 20% en dólares y un 33% en cantidades”, afirma el trabajo.

Caída de importaciones

En el caso de las importaciones energéticas se han recortado debido al crecimiento productivo hidrocarburífero argentino.

“Las importaciones de petróleo, gas, gasoil y energía eléctrica cayeron un 70% en el primer trimestre del año. De esta manera, pasaron de 1.412 millones de dólares en los primeros tres meses del 2023 a 425 millones de dólares de enero a marzo de este año”, asevera el documento.

“La importación de aceites de petróleo no crudos cayó un 73%, con las cantidades cayendo un 69%. Mientras tanto, se demandó un 22% menos de divisas para importar gas. En un contexto de mayores precios internacionales, el volumen de gas en estado gaseoso importado cayó un 32%”, considera la BCR.

“Las importaciones de gasoil se desplomaron un 87% en dólares y un 84% en volumen. Finalmente, las importaciones de energía eléctrica cayeron un 53% interanual”, afirma el trabajo.

Hychico, la marca registrada del hidrógeno latinoamericano

Hace más de 20 años nació Hychico. La planta de hidrógeno se instaló en Diadema Argentina, un histórico bloque petrolero operado por Capsa que hoy es la mejor fotografía de la transición energética. En el área conviven proyectos de combustibles fósiles y energías renovables.

Hychico fue construido como una respuesta al viento característico de la zona. Los técnicos de la compañía pensaron en la forma de aprovechar ese recurso para generar energía y luego exportarla. Los años pasaron y empezaron a experimentar en la producción de hidrógeno.

Como el mercado todavía no estaba disponible, los profesionales decidieron mezclar el hidrógeno con gas para producir electricidad y alimentar las bombas con las que se saca el petróleo del yacimiento.

Otro logro obtenido fue producir oxigeno de alta pureza. Antes las provincias de Chubut y Santa Cruz debían conseguir oxígeno en Buenos Aires, pero eso cambió totalmente con el proyecto de Capsa. También se utilizaron los pozos depletados para almacenar hidrógeno.

El éxito de la planta se ve reflejado en los 120 metros cúbicos que se produce cada día y en los más de 3 millones de metros cúbicos desde su puesta en funcionamiento. Esta cifra es el equivalente a 7 vueltas al mundo para una flota de 10 colectivos. Además, abasteció al país con más de 1.400.000 metros cúbicos de oxígeno de alta pureza.

“Es toda una secuencia, una cadena que fuimos creando, pero a su vez decimos: ‘empecemos a multiplicar esto en grande’. Entonces empezamos a hacer cada una de estas cadenas. Tuvieron varios eslabones que tienen que ver con eslabones de conocimiento. Conocimiento que existía acá en Argentina, acá en formación de la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco, que estuvo desde el principio con nosotros”, explicó Ariel Pérez, gerente de Energía del grupo Capsa.

En el marco del Foro de Transición Energética e Hidrógeno Verde, el directivo instó a salir a buscar el conocimiento al mundo. “Donde íbamos, buscábamos conocimiento. Íbamos y buscábamos tecnología, pero a su vez también aportábamos, porque en las mesas nos aceptaban si aportamos algo. Parte de las experiencias que hemos estado haciendo acá en Comodoro nos permitieron trabajar muchas veces en la Unión Europea”, afirmó.

La base de Hychico

La cadena de valor de Hychico se construyó en base a tres puntos. El primero consta en la noción del tiempo. “Si ahora estamos hablando de hidrógeno, es porque hace 20 años empezamos con esto. Si miramos que en 2030 el mundo va a necesitar 10 millones de toneladas de hidrógeno o de amoniaco, quiere decir que tenemos que actuar ya”, aseveró Pérez.

El segundo punto se basa en salir al mundo, que se basa en ver lo que están haciendo los demás jugadores. “Hay que ver qué están haciendo nuestros vecinos y actuar en bloque, esta diplomacia del hidrógeno que se habla es importante tanto para pensar en Argentina hacia el mundo, como en la región. Hay que ver cómo nos podemos integrar a nuestros vecinos y ser más fuertes”, consideró.

El tercer punto consta de una transición justa basada en dos atributos. Uno es pensar en qué se deja para la sociedad y otro es el desarrollo territorial, que significa cómo se planificará lo que va a suceder en un espacio físico, qué infraestructura que se le va a dar y que va a pasar con la sociedad en esos lugares.

Crecer mirando

Para el gerente de Energía del grupo Capsa, es necesario aprender sobre lo que está haciendo el mundo y un buen ejemplo es Europa, que puede ser el mercado natural del hidrógeno argentino.

El consorcio llamado Clean Hydrogen Partnership trabaja en crear una armonía entre el Estado, las grandes empresas, las pequeñas y medianas empresas, la academia y la población en general, que podría ser la clave para el desarrollo de los proyectos nacionales.

“Ahí hay un largo camino recorrido que es para aprender y trabajar en conjunto”, consideró.

Una de las ciudades gemelas que podrían ser un espejo para la región es Aberdeen. “Desde hace años se está pensando en cómo esa sociedad que depende del petróleo y del gas, que tiene muy buenos vientos, puede empezar a transformarse en un ecosistema, en un hub de hidrógeno”, aseveró Pérez.

Salta dio luz verde a un nuevo proyecto de litio

Salta suma un nuevo proyecto de litio a etapa de producción tras la aprobación del estudio de impacto ambiental de la actividad en Salar del Rincón, que será operado por la empresa Puna Mining S.A. La propuesta es un cuerpo salino ubicado en el Departamento de Los Andes, en Salta, a 3 760 metros sobre el nivel del mar.

Se encuentra a unos 280 kilómetros al noroeste de la ciudad de Salta y se accede a él por la Ruta Nacional 51 está cerca de la localidad de Olacapato Chico y a 40 km de la frontera internacional con Chile.

Los salares son el resultado de una larga evolución paleoambiental que se inicia con la formación de lagos de agua dulce durante el Pleistoceno, los cuales se salinizan tempranamente hasta su desecación en el Holoceno El desarrollo congénito con el volcanismo llevó a una transferencia masiva de iones a las cuencas, cuyo resultado se expresa en importantes volúmenes de sales diversas, con predominio de las clorurado sódicas.

La participación volumétrica de sales en el relleno total define dos tipos mayores de salares 1 cristalinos y 2 terrosos En términos generales, las superficies cristalinas admiten una zonación concéntrica de facies (1992).

Los salares cristalinos están impregnados de salmuera intersticial de diversificado contenido iónico La casi totalidad de las salmueras son portadoras de elementos químicos de importancia económica, en especial boro y litio.

Las características del proyecto

El proyecto será operado por Puna Mining S.A, que es una empresa que fue fundada en 2017 por el ingeniero químico Pablo Alurralde. Mientras que el propietario/controlante de la iniciativa será Argosy Minerals Ltd.

El plan es desarrollarlo en tres fases. La Fase II implica una de 2000 toneladas por año de carbonato de litio de alta pureza, con 170 empleados, “de los cuales el 97% son de Salta y con una alta participación femenina”, explicó Alurralde.

El presidente de Puna Mining S.A consideró que para la Fase III de proyecto, la etapa de extracción de salmuera de litio y producción se requerirá de una inversión de más de 200 millones de dólares y se generará mano de obra para más de 600 trabajadores: 248 empleados directos en operación y 400 indirectos durante la etapa de construcción.

Actualmente la empresa emplea a 191 colaboradores, de los cuales más del 90% proviene de la provincia de Salta. Para 2024, la empresa planea contratar a 380 colaboradores directos y crear más de 1.600 empleos indirectos. A través de su política de contratación de proveedores del primer anillo del área de influencia, en Olacapato y Pocitos, la empresa contribuye a fortalecer el trabajo con emprendedores de la Puna y el desarrollo de las economías regionales.

El impacto en Salta

A través de un convenio con la Universidad Católica de Salta proyecta establecer un Centro Universitario Virtual y otorgar becas a jóvenes y adultos de las comunidades, además promueve iniciativas como programas de capacitación para emprendedores en Olacapato y Pocitos, y soporte a proyectos de asistencia alimentaria, talleres textiles y huertas comunitarias, promoviendo la inclusión.

Hay que señalar que la Declaración de Impacto Ambiental fija responsabilidades claras para la empresa concesionaria, exigiendo el estricto cumplimiento de todas las condiciones técnicas y las normativas ambientales vigentes. Puna Mining estará sujeta a controles periódicos y auditorías para asegurar el cumplimiento de sus compromisos.

El shale gas despega y se prepara para un invierno récord

Los indicadores muestran un crecimiento de la actividad. Los proyectos de Vaca Muerta comienzan a acelerar y febrero evidenció un incremento de las operaciones en los principales bloques productivos de la formación no convencional. El shale gas muestra un despegue en su producción en sintonía a la llegada de los meses de mayor demanda.

Según el informe de la consultora Economía y Energía, Rincón del Mangrullo es el área que más creció en febrero. El bloque operado por YPF llegó a los 5,7 millones de metros cúbicos por día (MMm3/día) en el segundo mes del año y creció un 26,6% con respecto a enero. Asimismo, registra un incremento interanual del 0,2.

Otro bloque que marcó un crecimiento en su producción fue Aguada Pichana Oeste (APO). El bloque operado por Pan American Energy (PAE) alcanzó los 7,5 MMm3/día en febrero, lo que marca una suba del 11,9% con respecto al primer mes del año y un aumento interanual del 1,2%.

El tercer lugar es para la estrella del shale gas. Fortín de Piedra totalizó 14,4 MMm3/día en febrero y, de esta manera, el bloque operado por Tecpetrol registró una suba mensual del 10,7% y un incremento interanual del 1,6%.

Aguada Pichana Este fue otro de los yacimientos top de Vaca Muerta que evidenció una tendencia alcista durante el segundo mes del año. El área operada por TotalEnergies llegó a los 9,6 MMm3/día, estableciendo una suba del 10,3% con respecto a enero y un incremento interanual del 2,5%.

Mientras que La Calera, bloque operado por Pluspetrol, también creció durante febrero. La producción del área llegó a 4,7 Mmm3/día.

El shale oil acelera

El petróleo de Vaca Muerta registró valores dispares durante el segundo mes del año. Loma Campana, el yacimiento que marcó el inicio de la aventura de Vaca Muerta, fue quien más creció en febrero. El bloque operado por YPF llegó a los 82,2 kbbl/día, lo que significa una caída del 2,37% con respecto a enero, pero marcó una suba interanual del 8,1%.

La Amarga Chica, otra área operada por YPF, tuvo un crecimiento mensual e interanual. Uno de los bloques más representativos del shale oil llegó a 56,8 kbbl/día, que se traduce a una suba del 2,15% con respecto a enero y un incremento del 5% con respecto al mismo mes del año pasado.

Asimismo, Bandurria Sur fue el área que más creció de manera interanual, pero cayó en la comparación mensual. El yacimiento operado por YPF produjo 49 kbbl/día durante febrero, lo que significa una baja del 1,87% con respecto a enero y un aumento interanual del 20,7%.

En tanto, Cruz de Lorena, operado por Shell, registró una suba interanual del 3,6% al llegar a los 16,7 kbbl/día durante febrero.

Bajada del Palo Oeste obtuvo una fuerte baja mensual, pero mantuvo la tendencia alcista en la comparación interanual. La nave insignia de Vista en Vaca Muerta produjo 38,1 kbbl/día durante el segundo mes del año. Esto marca una baja del 9,2% con respecto a enero y una suba del 1,8% con respecto al mismo mes del año pasado. generando un incremento del 2,17% con respecto al primer mes del año e igualó su marca con el mismo mes del año pasado.

La OPEP+ mantendrá los recortes a la producción de petróleo hasta el 30 de junio

La Organización de Países Exportadores de Petróleo y sus aliados (OPEP+) decidió extender, hasta el 30 de junio, sus recortes de suministro de petróleo, en un intento por evitar un superávit mundial y apuntalar los precios, según informó el cartel en un comunicado, tras una reunión virtual desde Viena, Austria.

Las restricciones implican una reducción de unos 2 millones de barriles diarios, y permanecerán vigentes hasta finales de junio, según declaraciones de miembros como Arabia Saudita, que representa la mitad de los recortes comprometidos.

Rusia, un aliado extra OPEP, prometió fortalecer su papel centrándose más en los recortes de producción que en las exportaciones.

El actual recorte conjunto que este grupo de países, liderado por Arabia Saudita y por Rusia, data del otoño de 2022 y supone la retirada del mercado global de 2,2 millones de barriles diarios. De esa cifra, casi la mitad (un millón) recaerá sobre los hombros de Riad, que lleva meses poniendo en el mercado nueve millones de barriles, lejos de su capacidad potencial. Moscú sumará casi medio millón más, y el resto se lo repartirán el resto de miembros, con Irak y Emiratos Árabes Unidos a la cabeza.

Los inversores y los analistas se habían mostrado ampliamente favorables a la extensión y la consideraron necesaria para compensar una pausa estacional en el consumo mundial de combustible, según informó la agencia

La caída en los bombeos de los miembros de la OPEP+ se hizo muy necesaria frente al aumento en la producción en países como Canadá, Estados Unidos, Guyana y Brasil, que operan en esquistos.

Esta producción extra OPEP y los abundantes suministros de los países del cartel petrolero han anclado los precios internacionales del petróleo cerca de 80 dólares por barril, incluso cuando el conflicto en Medio Oriente perturba el transporte marítimo regional.

Arabia Saudita, el mayor productor de crudo del mundo necesita un precio superior a los 90 dólares por barril mientras gasta miles de millones de dólares, en una transformación económica que abarca ciudades futuristas y torneos deportivos, según un informe elaborado por la agencia calificadora de riesgo crediticio Fitch Ratings.

Su mayor socio en la alianza, Rusia, también busca ingresos para seguir librando la guerra contra Ucrania.

Estas últimas restricciones a la producción, que profundizan las reducciones realizadas el año pasado, “se restablecerán gradualmente sujeto a las condiciones del mercado” después del segundo trimestre, dijeron los países en los medios estatales.

Rusia, que tiene una exención única para dividir sus restricciones entre la producción y las exportaciones de petróleo crudo y productos refinados, pondrá mayor énfasis en los recortes a la producción de crudo durante el próximo trimestre, dijo el viceprimer ministro Alexander Novak .

Esa promesa puede ofrecer cierta satisfacción a Riad. El Ministro de Energía saudita, el Príncipe Abdulaziz bin Salman, expresó su decepción el año pasado porque Moscú no había acordado recortar la producción, lo que impacta más directamente los equilibrios del mercado global que los cambios en las exportaciones.

En abril, el recorte de Rusia comprenderá 350.000 barriles diarios de producción y 121.000 barriles diarios de exportaciones.

En mayo, serán 400.000 barriles diarios de producción y 71.000 barriles diarios de exportaciones, mientras que en junio las restricciones vendrán únicamente de la producción.

Aun así, Rusia y otros miembros del grupo no han cumplido hasta ahora plenamente sus compromisos.

Irak y Kazajstán bombearon colectivamente varios cientos de miles de barriles diarios por encima de sus cuotas en enero, pero prometieron mejorar el cumplimiento e incluso compensar cualquier sobreproducción inicial.

La decisión del grupo de ampliar sus restricciones para el segundo trimestre puede haber sido ampliamente esperada, pero la OPEP+ probablemente enfrentará una decisión más difícil en su próxima reunión programada para el 1 de junio, cuando los ministros establecerán la política para la segunda mitad del año.

Los pronósticos de la Agencia Internacional de Energía en París sugieren que, con la desaceleración del crecimiento de la demanda mundial de petróleo y el aumento de la nueva oferta de las Américas, la OPEP+ tendrá que perseverar en sus recortes durante todo el año.

No está claro si todos los miembros estarían dispuestos a suscribirse a esa política. Si bien Arabia Saudita a menudo ha instado a la necesidad de actuar con cautela, su vecino, los Emiratos Árabes Unidos, ha estado dispuesto a aprovechar las recientes inversiones en nueva capacidad de producción.