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Impacto de la aprobación del RIGI en energía y minería: proyectos por u$s80.000 millones

Al menos cuatro proyectos lideran la cartera de iniciativas con grandes inversiones: la planta de GNL, el offshore, el hidrógeno verde y las minas de cobre. El detalle de cada uno y cuál es el potencial para el país.

La aprobación del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) en la ley Bases por parte del Senado generó entusiasmo en los mercados, pero también en los sectores y empresas alcanzadas por el nuevo plan de fomento para el desarrollo de proyectos y obras, en particular, en las energéticas y mineras que tienen en carpeta anuncios por casi u$s80.000 millones para la próxima década.

Si la Cámara de Diputados ratifica el texto de la ley Bases modificado, el RIGI resultará aplicable a las “Grandes Inversiones” en proyectos de cualquier sector forestoindutria, turismo, infraestructura, minería, tecnología, siderurgía, energía, petróleo y gas, que cumplan con los requisitos previstos.

Entre otras iniciativas en carpeta se destacan la construcción de gasoductos y oleoductos que transporten gas y petróleo no convencional a puertos exportadores y zonas alejadas de los yacimientos hidrocarburíferos; construcción de nuevos puertos exportadores; obras vinculadas al litio y la energía nuclear; más parques solares y eólicos; líneas de alta tensión para abastecer con energías renovables a grandes industrias, pozos petroleros y gasíferos de Vaca Muerta, plantas de tratamientos y minas en la alta montaña; más aeropuertos y emprendimientos hoteleros y gastronómicos para fomentar el turismo y los negocios; la ampliación de hornos siderúrgicos y caleros y de plantas petroquímicas; la instalación de polos tecnológicos para el desarrollo de inteligencia artificial y modernización de industrias, entre otras iniciativas.

Sin embargo, al menos cuatro grandes proyectos energéticos y mineros llevan la punta de lanza de las grandes inversiones y hoy celebran el RIGI. Entre todas suman alrededor de inversiones por nada menos que u$s 78.400 millones para los próximos años.

  • Proyecto Planta GNL: u$s10.000 millones
  • Proyecto offshore Mar del Plata: u$s40.000 millones
  • Proyecto hidrógeno verde: u$s8.400 millones
  • Proyectos de cobre: u$s20.000 millones

El proyecto de GNL de YPF y Petronas

En energía el principal proyecto atado al RIGI es la planta de GNL de YPF y Petronas. “Sin RIGI no hay Argentina LNG (ARGLNG)”, dijo el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, la semana pasada. Es más, según pudo saber este medio, YPF depositó semanas antes del tratamiento de la ley Bases unos u$s180 millones como garantía para iniciar el proyecto, de un total de u$s360 millones que debería completar Petronas ahora que hay RIGI. Si el Régimen no salía, la petrolera de bandera argentina tenía que dar por perdida esa suma.

En marzo pasado Petronas confirmó el inicio de la construcción de una unidad flotante de procesamiento de Gas Natural Licuado (GNL), conocidas en el mercado como FSRU (Floating Storage Regasification Unit), para operar en conjunto con YPF y poder exportar a partir de 2027 el gas de Vaca Muerta.

Proyecto ARGLNG. Comprende desde la producción de gas en un bloque de Vaca Muerta, su transporte por un gasoducto y su industrialización. Antes del RIGI, se lanzó un proceso competitivo para la adjudicación de las ingenierías de las unidades flotantes de licuefacción.

Proyecto ARGLNG. Comprende desde la producción de gas en un bloque de Vaca Muerta, su transporte por un gasoducto y su industrialización. Antes del RIGI, se lanzó un proceso competitivo para la adjudicación de las ingenierías de las unidades flotantes de licuefacción.

“El proyecto de GNL flotante avanza a buen ritmo y esperamos ponerlo en marcha (la unidad flotante) en 2027”, declaró el vicepresidente senior de GNL de Petronas, Abang Yusuf, sobre la FSRU se instalará en el Mar Argentino, frente a las costas de la Patagonia.

El acuerdo con Petronas prevé comenzar a exportar GNL a partir de 2027, con ese primer buque metanero. En principio serían unos 6 mm3/d. Pero para dos años más tarde se espera que una terminal flotante quede instalada solo para YPF y los malayos, y que luego llegue otro buque más para que lo utilice el resto de la industria. En ese momento la exportación total treparía a 40 mm3/d.

Finalmente, la tercera etapa pretende la puesta en marcha en 2031 de una planta de GNL onshore con un presupuesto de u$s10.000 millones, que agregaría otros 40 mm3/d adicionales, y que en junto a otras cuatro empresas fuertes del sector, producirán un total de 80 mm3/d.

La iniciativa ARGLNG busca alcanzar en la próxima década una exportación de 120 mm3/d por un valor de u$s16.000 millones.

Proyecto offshore frente a las costas de Mar del Plata

El Clúster de Energía Mar del Plata estimó que la perforación del primer pozo de hidrocarburos offshore (Argerich) en la Cuenca Norte del Mar Argentino y del hallazgo de petróleo convencional abrirá la oportunidad de generar inversiones por u$s40.000 millones en componentes nacionales y la contratación de 125.000 trabajadores para el sector durante las próximas tres décadas.

Los estudios sobre uno de los 10 bloques aptos para explorar indican que el potencial del offshore a 300 kilómetros de la costa bonaerense es superior a una Vaca Muerta. Siguiendo los modelos de Brasil y Noruega y si se comprueba el hallazgo, en una primera etapa podrían instalarse cuatro unidades flotantes de almacenamiento y descarga de producción (FPSO, por sus siglas en inglés) hasta llegar a 24 FPSO en el pico de actividad, lo que permitirán una producción de hasta 2 millones de barriles equivalente de petróleo.

El offshore en Mar del Plata se realizará con buques perforadores anclados, y no con plataformas.

El offshore en Mar del Plata se realizará con buques perforadores anclados, y no con plataformas.

A diferencia de otras exploraciones en el mar argentino, donde se operó sobre la plataforma continental a profundidades que como máximo llegaron a los 100 metros, en estos proyectos se está trabajando a 300 km de la costa, donde la profundidad del océano llega a 4.000 metros.

El no convencional de Vaca Muerta requirió unos u$s780 millones en exploración de 87 pozos desde 2009 para detectar reservas por 29.100 MBOE, mientras que el offshore total argentino podría alcanzar los 31.000 MBOE. Brasil con unos 2.200 pozos costa afuera logró duplicar su producción de crudo de 2 a 4 millones de barriles.

El proyecto Argerich tiene un potencial de ocurrencia del 20%. Si logra alcanzar la fase de explotación podría sumar unos 200.000 barriles diarios, por un valor de u$35.000 millones. Al país le quedarían por regalías e impuestos u$s4.700 millones. En total, la Cuenca Argentina Norte podría albergar una decena de proyectos como el Argerich y generar una producción de u$s100.000 millones.

El “Proyecto Pampas” de hidrógeno de Fortescue

Fortescue anunció en 2021 un desembolso de u$s8.400 millones para producir hidrógeno verde, y la creación de 15.000 nuevos puestos de trabajo directos y entre 40.000 y 50.000 indirectos. Con esta iniciativa, se espera convertir a Río Negro en un polo mundial exportador de hidrógeno verde, y que en 2050 tenga una capacidad de producción de 2,2 millones de toneladas anuales, lo que cubriría una producción energética equivalente a, por ejemplo, casi un 10% de la energía eléctrica consumida por Alemania en un año.

Actualmente el proyecto se encuentra en una etapa de prefactibilidad, fase en la que se llevan adelante los estudios ambientales, sociales y de ingeniería que permitirán la configuración del proyecto y los parques eólicos, planta de producción y líneas de transmisión eléctrica en la Patagonia.

Cómo es el proyecto de Hidrógeno verde en Río Negro

La prospección que inició la empresa se basa en analizar cantidad y calidad de vientos, fuente energética principal para la producción, y se inició a partir de un acuerdo firmado junto al Ministerio de Desarrollo Productivo y la Nación y el Gobierno de la Provincia de Río Negro.

Energías renovables. Fortescue lidera la revolución industrial verde, forjando una cartera global de proyectos de hidrógeno y amoníaco verdes renovables y soluciones tecnológicas verdes.

Energías renovables. Fortescue lidera la revolución industrial verde, forjando una cartera global de proyectos de hidrógeno y amoníaco verdes renovables y soluciones tecnológicas verdes.

Una vez determinado que el recurso eólico y otros son satisfactorios, se dará inicio a las consultas públicas y trámites para la construcción del proyecto, el cual tendrá tres etapas. La etapa piloto, para confirmar las capacidades previstas, con una inversión estimada en u$s1.200 millones, que producirá unas 35.000 toneladas de hidrógeno verde, energía equivalente para satisfacer a 250.000 hogares.

La primera etapa productiva, con una inversión estimada en u$s7.200 millones, producirá unas 215.000 toneladas de hidrógeno verde, capacidad energética equivalente para cubrir el consumo eléctrico de 1,6 millón hogares, y se extenderá hasta el 2028.

Para llevar a cabo el proyecto, FFI instalará tres parques eólicos con una potencia total de 2.000 MW, que serán los encargados de generar la energía para la producción del hidrógeno verde.

Los proyectos de cobre en San Juan, Catamarca, Salta y Mendoza

Los seis proyectos de cobre más avanzados de la Argentina generarían inversiones por u$s20.000 millones, exportaciones por casi u$s9.000 millones al año, un saldo comercial de casi u$s7.000 millones y más de 40.000 puestos de trabajo nuevos.

Un informe de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) al que accedió Energy Report reveló que la demanda de cobre para la transición energética se intensificará y plantea hipótesis de escasez en todos los escenarios. “Para 2035 el faltante de cobre puede llegar a casi 10 millones de toneladas, equivalentes a unos 50 proyectos de clase mundial”, calcularon, y advirtieron que sin esa producción de cobre, los objetivos de transición energética corren riesgo.

Josemaría en San Juan. Hoy el proyecto de cobre se encuentra en pre-construcción. El paso a la etapa de construcción, que demorará unos tres años, requerirá una inversión de u$s5.000 millones y la contratación de 6.000 trabajadores directos, y unos 35.000 indirectos.

Josemaría en San Juan. Hoy el proyecto de cobre se encuentra en pre-construcción. El paso a la etapa de construcción, que demorará unos tres años, requerirá una inversión de u$s5.000 millones y la contratación de 6.000 trabajadores directos, y unos 35.000 indirectos.

Sebastián D. Penelli

Los datos de CAEM revelaron que las empresas ya invirtieron más de u$s740 millones en exploración (investigación y desarrollo) durante los últimos 15 años, para poner en valor los recursos del país.

Los seis proyectos de cobre se ubican en cuatro provincias distintas y garantizarían el metal rojo por los próximos 50 o 60 años. Algunos ya tienen fecha tentativa de inicio de construcción:

  • Josemaría (San Juan) en 2024/2025
  • San Jorge (Mendoza) en 2025
  • Taca Taca (Salta) en 2025
  • Los Azules (San Juan) en 2026
  • El Pachón (San Juan) en 2027
  • Proyecto MARA (Catamarca) en 2027

Con estos proyectos en marcha, Argentina alcanzaría un nivel promedio de 1.066 miles de toneladas por año, equivalente a 10% del déficit global de cobre en 2035.

Según las estimaciones de los empresarios, luego del período de obras y maduración de las inversiones necesarias, al 2027 se registrarían las primeras exportaciones de cobre, que se multiplicarían cuatro veces conforme avancen el resto de las inversiones. Las cifras son increíbles, si se tiene en cuenta la necesidad de divisas del país.

Los Azules en San Juan. La temporada de exploración 2023/2024 encarada por McEwen Copper en el proyecto ubicado en el deparmento de Calingasta finalizó recientemente con 70.000 metros perforados, lo que la convirtió en la más grande de su historia.

Los Azules en San Juan. La temporada de exploración 2023/2024 encarada por McEwen Copper en el proyecto ubicado en el deparmento de Calingasta finalizó recientemente con 70.000 metros perforados, lo que la convirtió en la más grande de su historia.

McEwen Copper

Al 2035 alcanzarían u$s8.341 millones, lo que para el país significaría un incremento de más del 10% de su nivel de exportaciones de 2022. Pero unos años antes, en 2032, rozarán los u$s9.000 millones.

Al mismo tiempo, este desafío multiplicaría por tres las exportaciones totales del sector minero argentino, que como muchos expertos vaticinan, podría sumar dólares al país equivalentes a media cosecha del campo.

Hidrocarburos: inversiones en Vaca Muerta

Las inversiones en exploración y producción de hidrocarburos de las empresas contabilizadas solo para 2024 por la Secretaría de Energía de la Nación llegarán a los u$s11.400 millones, unos u$s400 millones menos que en 2023. De ese total, el 75% corresponde a los no convencionales (u$s 8.569 millones), con foco principal en el petróleo (85%); en tanto sólo el 25% se destinará para bloques convencionales (u$s2.792 millones).

Vaca Muerta en Neuquén. En lo que va del 2024 ya se superaron las 7.600 etapas de fractura. Solo en mayo logró completar 1.582 etapas de fractura, con 10 set en operaciones. Esperan cerrar el año con 18.000 etapas.

Vaca Muerta en Neuquén. En lo que va del 2024 ya se superaron las 7.600 etapas de fractura. Solo en mayo logró completar 1.582 etapas de fractura, con 10 set en operaciones. Esperan cerrar el año con 18.000 etapas.

El dato lo reveló Mejor Energía y surge del informe sobre hidrocarburos presentado por la consultora Aleph Energy que dirige Daniel Dreizzen, en base a datos oficiales. Las proyecciones indican que la provincia de Neuquén concentraría el 76% del total de las inversiones de upstream para este año con u$s8629 millones, seguida por Chubut con u$s1.088 millones.

Ranking de inversiones por empresas para 2024:

  1.  YPF: u$s4.406 millones
  2. PAE: u$s1.600 millones
  3. Vista: u$s945 millones
  4. Tecpetrol: u$s523 millones
  5. Shell: u$s421 millones
  6. CGC: u$s366 millones
  7. Chevron: u$s319 millones
  8. Pampa Energía: u$s239 millones
  9. Capsa-Capex: u$s211 millones
  10. Exxon: u$s191 millones
  11. Equinor: u$s190 millones
  12. Phoenix: u$s175 millones

Si bien estas inversiones podrían no quedar incluidas en el RIGI porque no son para un proyecto específico, demuestran el potencial inversor del sector para los próximos años y los beneficios a los que pueden adherirse las compañías de hidrocarburos. No se olviden de las pymes y proveedores locales.


Por Sebastián D. Penelli-Ámbito