Las posibilidades y beneficios que traerá la construcción de la cuarta central nuclear en Argentina

El director de Nucleoeléctrica Argentina S. A, detalló los alcances que tendrá el proyecto de la central nuclear Atucha III para el país. Desde la energía hasta la medicina nuclear, esta central utilizará tecnología china de última generación y será financiado por capitales de ese país a una tasa preferencial.

La construcción de la cuarta central nuclear en Argentina, bajo el nombre de Atucha III, está en pleno tratamiento entre autoridades de Energía del país y sus pares de la República China. En ese sentido, el director de Nucleoeléctrica Argentina S.A., Isidro Baschar, dio los últimos detalles de los avances y alcances que tendrá este proyecto para el país.

En diálogo con el programa Clave China, por FM Cooperativa, Baschar destacó la reunión que mantuvo junto al embajador argentino Sabino Vaca Narvaja, y el secretario de energía, Darío Martínez, con directivos de la Corporación Nuclear China y su Administración Nacional de Energía, desde la central nuclear Fuqing, ubicada en la provincia de Fujian. «Pudimos retomar las conversaciones para el fortalecimiento de la agenda bilateral, a través de un proyecto de infraestructura de colaboración en el uso pacífico de la energía nuclear, que le permitirá a Argentina añadir capacidad instalada de generación de energía eléctrica de origen nuclear», subrayó.

Respecto a lo que se espera de esta central, dijo que «Atucha III permitirá mantener la participación de la energía nuclear en la matriz de generación de energía eléctrica. Esa participación fue del 7% en 2020 y eso permitió ahorrar la emisión de 6 millones de toneladas de dióxido de carbono, esto equivale a la emisión de gases invernaderos de un millón cuatrocientos mil autos durante todo un año».

Saliendo del plano energético, Baschar se refirió a los diferentes usos de la medicina nuclear: «La ciencia, la tecnología y la innovación en materia nuclear han desarrollado una amplia gama de aplicaciones. Dentro de éstas, también se incluye la producción de insumos fundamentales, utilizados en centros de medicina nuclear, para la mejora de diagnósticos y tratamientos médicos, para el soporte de otros desarrollos productivos en la industria y la optimización del conocimiento de nuestro entorno».

«Argentina es un país de referencia a nivel regional e internacional, porque se han impulsado diferentes proyectos que le permiten a la Comisión Nacional de Energía Atómica, en colaboración con municipios y provincias, poder dar soporte en el tratamiento de enfermedades tan graves como el cáncer. Para ello, se utilizan radiosotopos que son producidos en el Centro Atómico Ezeiza, donde se está construyendo una instalación más moderna y más grande. También, se han obtenido saldos exportables, a través de la empresa INVAP, desde la provincia de Río de Negro«, desatacó.

Respecto a la discusión sobre el cambio climático, el director de Nucleoeléctrica remarcó que «la energía nuclear hace un gran a aporte a la producción de energías limpias. De los 17 objetivos de desarrollo sostenibles que se fijó Naciones Unidas, la energía nuclear de acuerdo con el OEIA puede colaborar con siete, como el hambre cero, producción energía limpia y accesible, el desarrollo de la infraestructura, la innovación, la posibilidad de mejorar la vida submarina, a través del estudio del agua, entre otros».

Para finalizar, Baschar indicó que contará con un combustible de última generación, que es el uranio enriquecido. “En ese sentido, el país asiático se compromete a proporcionarlo durante toda la vida útil de la central, ya que China tiene capacidad para hacerlo con cincuenta centrales nucleares en funcionamiento”, explicó.

En tanto, “el Consejo Mundial de la Energía plantea que hay que tener en cuenta tres cuestiones: las posibilidades de acceso a la energía, que los precios de acceso sean asequibles y la oportunidad de que esa fuente de energía impacte lo menos posibles en el medio ambiente. Estas tres condiciones son cumplidas por la energía nuclear en general y no tenemos dudas de que Atucha III va a contribuir en esa dirección”, cerró.

Fuente: laopinionaustral.com.ar

Vaca Muerta: “La proyección de creación de valor en la ventana de petróleo es de US$ 426.000 millones”

Carlos Gilardone, presidente la consultora Field Development Consultants (FDC) analizó el desarrollo de los últimos años de la formación no convencional. “La principal limitante es la política que condiciona el acceso al capital”, sentenció. FDC presentó un segundo reporte que pondera cuál es el valor que se creó en Vaca Muerta desde 2014 a la fecha.

La consultora Field Development Consultants (FDC), especializada en el estudio del subsuelo, ingeniería de reservorio y diseño de infraestructura de superficie, presentó un nuevo informe que analiza el comportamiento de los pozos perforados en Vaca Muerta entre 2014 y 2020. El reporte pone el foco en la ponderación del valor se creó efectivamente en el play no convencional de la cuenca Neuquina.

El equipo técnico de FDC transformó los datos públicos generados por las distintas operadoras en información valiosa para entender el comportamiento de producción de los pozos perforados en Vaca Muerta y su evaluación rendimiento económico.

En términos cuantitativos, los números que presenta el informe —titulado ‘Análisis de los pozos de petróleo en Vaca Muerta entre 2014 y 2020‘— son impactantes. «La proyección de creación de valor para los 2,8 millones de acres en la ventana de petróleo es de US$ 426.000 millones considerando solo una zona (horizonte) de aterrizaje», explicó Carlos Gilardone, titular de FDC Argentina.

El reporte, al que accedió EconoJournal, agrega que «el Valor Actual Neto (VAN) al 10% antes de impuestos de las reservas probadas desarrolladas (PDP, por sus siglas en inglés) de Vaca Muerta es de 2.100 millones de dólares a valores de 2021», cuantificó el reporte.

Pozos

El reporte de FDC subraya que en 2017 se perforaron 54 pozos con rama horizontal de 1.500 metros y 14 no fueron rentables. En cambio, en 2020 (durante la pandemia) se perforaron 53 pozos horizontales de más de 2.200 metros que dieron como resultado sólo un 5% “no económicos”. Al mismo tiempo, el informe indica que el número de etapas de fractura por pozo aumentó de 13 en los primeros años a 34 en 2020. El aumento de las etapas de fractura mejoró la productividad desde 2014 de 365 bpd por pozo a 969 bpd el año pasado.

Análisis

En su paso por el Ciclo de Entrevistas de EconoJournal, la semana pasada, Gilardone dio cuenta del potencial y la rentabilidad de Vaca Muerta a partir de cálculos y cifras concretas. Además, describió las condiciones necesarias para escalar el desarrollo hidrocarburífero y analizó las transformaciones históricas que se produjeron en la cuenca neuquina desde el 2013.

Hoy vemos que los períodos de repago de los pozos son menores a tres años. Partimos de un pozo económico de 0 por ciento en 2014 a un 95 por ciento de rentabilidad de los pozos que se perforaron en 2020. Calculamos el valor presente del acreaje desarrollado y el resultado por acre generado ronda los 152.000 dólares. Si esa cifra la extrapolamos al resto de Vaca Muerta podemos hablar de unos 2.000 millones de dólares. El potencial está, y debemos apurarnos porque la era del petróleo se está acabando. Es un valor que lo sacamos o va a quedar ahí abajo”, sostuvo Gilardone.

Comparativa

El referente de la firma que ofrece soluciones ligadas al entendimiento del subsuelo, consideró que “Vaca Muerta es una formación de clase mundial”. A decir de Gilardone, resulta interesante comparar Vaca Muerta con lo que ocurre en la formación Permian, el mayor yacimiento de Estados Unidos, en el oeste de Texas. Las producciones iniciales en EE.UU. llegan hoy hasta los 3.400 barriles por día, mientras que en la Argentina los mejores pozos están en el orden de los 2.000 barriles diarios de petróleo.

Permian posee unos 11,5 millones de acres. En el play no convencional de EE.UU. operan 135 equipos de perforación, en tanto que en Vaca Muerta cuenta con aproximadamente 7 millones de acres y sólo 20 rigs de perforación.

Para Gilardone, en términos de espesores y condiciones petrofísicas, la formación argentina es superior. “La principal limitante es la política que condiciona el acceso al capital”, y agregó que “es necesario ponerse de acuerdo y generar un proyecto estratégico y prioritario a nivel nacional. Si Vaca Muerta estuviera ubicada del otro lado de la cordillera, Chile sería Arabia Saudita, porque no hay dudas respecto de la estrategia”.

Infraestructura

Como condiciones fundamentales para alcanzar un desarrollo comercial de gran escala, el ejecutivo destacó que “es necesario dar mayor protección al inversor”, así como también “hay que discutir cómo resolver las limitaciones de infraestructura” para viabilizar la producción.

Debemos estar en condiciones de exportar el gas que sobra a los países vecinos. Brasil, por ejemplo, tiene mucha demanda de energía al sur del país. Además, hay que pensar si requerimos una planta de licuefacción que exige una inversión de alrededor de 5.000 millones de dólares. Es un proyecto de largo plazo, pero hay que ver cómo se materializa porque el subsuelo lo permite. Si no se discuten seriamente este tipo de proyectos, nunca vamos a poder monetizar los recursos de gas de Vaca Muerta. Hay que entender que si queremos distribuir riqueza, primero tenemos que generarla”, afirmó.

FDC desarrolló un software  que permite interpretar, mediante un programa con distintas interfaces, información relativa al comportamiento productivo de los pozos. Al mismo tiempo, el programa cruza datos técnicos del capítulo IV de la Secretaría de Energía con variables económicas para evaluar la rentabilidad de los proyectos. “En el primer estudio que realizamos tomamos las estadísticas públicas de la Secretaría de Energía y calculamos el pozo tipo por campaña, desde el 2014 en adelante. Conocíamos el costo del pozo y analizamos el caudal pico máximo y la cantidad acumulada para cada uno de los períodos. Así, observamos que, para 2014, los pozos no eran económicos. Sin embargo, se dio una curva de aprendizaje que fue creando valor históricamente”.

Historia

Gilardone fue uno de los asesores que, contratado por YPF, contribuyó a negociar en 2013 con Dow el lanzamiento de El Orejano, el primer desarrollo comercial de shale gas en Vaca Muerta. “Estudiamos lo que pasaba en Estados Unidos para hacer analogía, pero la realidad es que no sabíamos prácticamente nada del animal que teníamos entre manos. Primero había que entender cómo perforar los pozos teniendo en cuenta el espesor de la formación que va de 200 a 700 metros cuando aún no estaba la tecnología disponible en el país”, rememoró el especialista .

Recordó, además, que las primeras fracturas en pozos horizontales de gas se pagaban entre 400.000 y 500.000 dólares por etapa. Hoy se paga menos de la quinta parte de esas cifras. En ese momento —agrega—, no existía una cadena de valor local y hubo que traer al país servicios y equipos generando un costo extra. “Había que convencer a las empresas para que vengan porque para hacerlo debían dejar de usar sus equipos en un lugar donde existía trabajo o tenían que invertir en la compra de nuevos equipos”, explicó el presidente de FDC.

Fuente: econojournal.com.ar

Apuestan a una segunda Yacyretá con una inversión de US$ 350 millones

ITUZAINGÓ (ENVIADO ESPECIAL). Esta semana comenzaron a llenarse de hormigón los cimientos de Aña Cuá, una segunda represa hidroeléctrica ubicada a tan sólo 15 kilómetros de Yacyretá. Aña Cuá es una suerte de parte 2 de la “película” de Yacyretá. Si la primera fue una verdadera “pesadilla” en su etapa de construcción, por los sobrecostos, el tiempo que demoró tenerla operativa y el enorme impacto ambiental que generó, esta saga promete ser todo lo contrario.

“Trabajamos para hacerla en tiempo y forma, tenemos apenas un mes de retraso por la pandemia y vamos a recuperar ese tiempo, en cuatro años estará lista y al costo que se estipuló, que ronda los 350 millones de dólares”, dijo a LA NACION, Ignacio Barrios Arrechea, el titular de la Entidad Binacional Yacyretá por la Argentina.

Aña Cuá agregará alrededor de un 10% adicional de potencia al complejo de Yacyretá, que hoy produce el 15% de la energía que consume la Argentina y el 11% de lo que utiliza Paraguay. Es, de lejos, la mayor generadora del país.

Aña Cuá tendrá una potencia de 270 MW y una generación anual de 2000 GWh/año. Su construcción generará 600 empleos directos y 2400 indirectos.

Tres turbinas a un brazo del Paraná

La obra de Aña Cuá consiste en ponerle 3 turbinas tipo Kaplan al brazo del río Paraná que lleva ese nombre, donde hoy hay instaladas 16 enormes compuertas de acero que regulan el caudal del río a través de este vertedero, por cuestiones ambientales. En la represa principal hay 20 turbinas Kaplan.

“Por esa agua que pasa perdemos cada año 60 millones de dólares en energía que no producimos”, explicó Nicanor Duarte Frutos, expresidente de Paraguay y titular de la EBY por el lado paraguayo, en el acto que se realizó en el enorme cráter donde se instalarán las turbinas y la sala de máquinas.

La obra comenzó en junio del 2020 y tras meses de excavaciones (2,4 millones de metros cúbicos) y voladuras hoy empezaron a poner el hormigón (en total serán 250.000 m3).

Barrios Arrechea y Duarte Frutos fueron los anfitriones de un acto que iba a contar con la presencia del presidente de la Nación, que a último momento no subió al avión y mandó en su lugar a Cafiero. El jefe de Gabinete llegó con el ministro del Interior, Wado de Pedro y el secretario de Energía, Darío Martinez.

Lo esperaban los gobernadores de Misiones, Oscar Herrera Ahuad (mandatario aliado de la Casa Rosada) y el correntino Gustavo Valdes, el gobernador de Cambiemos que profesa cada vez más simpatía por Fernández.

El apoyo de la plana mayor del oficialismo es fundamental para Aña Cuá porque la obra se autofinanciará con recursos de la central hidroeléctrica, a la que hoy le deben dinero los Estados socios.

También en eso se diferencia Aña Cuá de Yacyretá, que costó mucho más de lo presupuestado, fue tildado de “monumento a la corrupción” por el expresidente Carlos Menem y generó un agujero en el presupuesto del Estado argentino, el único que se llevó entonces la mano al bolsillo para financiar la monumental obra. El acuerdo binacional estipulaba que Paraguay pagaría su parte cediendo energía.

Sin embargo, hoy Barrios Arrechea no cuenta con los recursos suficientes para financiar la obra. “Necesitamos del apoyo permanente de los dos gobiernos”, dijo en su discurso.

La obra civil cuyos cimientos empezaron a colocarse hoy con el inicio del hormigonado de nivelación que fijará las bases de la nueva central representa el contrato más costos de Aña Cuá: 200 millones de dólares a cargo de un consorcio integrado por la italiana Astaldi, la argentina Rovella Carranza y la paraguaya Tecnoedil.

Otros 100 millones de dólares se los llevará la alemana Voith por fabricar las tres enormes turbinas Kaplan. El resto son obras complementarias como líneas de alta tensión, transformadores e ingeniería de detalle.

“Recibí una central que en los últimos dos años arrojó un déficit entre ingresos y egresos de 133 millones de dólares. Se lo planteamos al presidente y con mucho esfuerzo en el 2020 tuvimos saldo a favor de 18 millones de dólares”, explicó Barrios Arrechea.

La clave del cambio del rojo por el azul, explicó Barrios Arrechea, está en que le pudieron cobrar al Estado Nacional algo más de dinero -no todo-, por la energía entregada a CAMMESA y facturada.

La factura adeudada por el Estado argentino a Yacyretá es de 1.800 millones de dólares en energía que produjo, facturó pero aún no cobró, reveló el titular de la entidad binacional.

“Es un enorme desafío cobrar esto a los estados argentino y paraguayo, las inversiones en los próximos años serán mucho mayores y será más difícil conseguir el dinero, pero en eso estamos, entendemos el contexto y no reclamamos el 100 por ciento del dinero”, aclaró Barrios Arrechea, quien jugaba en las rodillas de Raúl Alfonsín cuando su padre era ministro de Salud del mandatario radical.

Los responsables de la EBY querían mostrarle hoy al Presidente argentino cómo avanzan las obras de Aña Cuá y en qué se invierten esos dólares cada vez más escasos y preciosos para el Estado argentino.

“Hablamos todo el tiempo con el Presidente, tenemos todo su apoyo”, dijo Barrios Arrechea, quien no viene de la política y antes de asumir en la EBY era un exitoso empresario que fabricaba muebles para las grandes cadenas de hipermercados de Buenos Aires.

Modernizar la central principal

Para Barrios Arrechea el principal desafío de su gestión no es Aña Cuá, sino modernizar la central principal de Yacyretá, que tiene turbinas “casi obsoletas”.

Yacyretá cuenta con 20 turbinas que se tienen que ir modernizando, a un costo millonario. Ya se inauguraron 2 en enero pasado, lo que permitió a la central batir el 8 de febrero pasado, un nuevo récord de generación. Fue la primera vez que pudo trabajar con las 20 máquinas funcionando a pleno. Cada turbina de Yacyretá genera como para dar electricidad a una ciudad mediana.

Yacyretá se inauguró en 1994 funcionando a media máquina y recién se pudo completar en 2010, cuando las obras complementarias en Posadas y Encarnación permitieron subir la cota del embalse.

“Para nosotros la prioridad es renovar la central principal”, señaló el titular de la EBY.

La anterior gestión de Yacyretá había firmado un contrato con IMPSA para la renovación de las siguientes cuatro turbinas, pero la empresa que fundó Enrique Pescarmona casi quiebra y tuvo que salvarla el Estado inyectando fondos y reestructurando el capital de la firma junto a los bancos acreedores.

“Hay contratos frenados, se ha pagado más de lo que se ha realizado, es una empresa que ha sufrido pérdidas económicas y hoy está con intervención del Estado Nacional, esperamos tener las cuatro turbinas funcionando en menos de dos años”, señaló Barrios Arrechea.

El titular de la EBY explicó que se necesitan otros 200 millones para renovar el resto de las 16 turbinas en los próximos ocho años y entre 50 y 55 millones en los próximos cinco años para renovar el sistema que maneja a las turbinas.

Obras complementarias

En el acto de este miércoles tanto las autoridades de la EBY como Santiago Cafiero explicaron que Yacyretá no es solo una represa sino que también devuelve en obras complementarias parte de lo que genera a las comunidades de Misiones y Corrientes.

“Yacyretá es mucho más que una hidroeléctrica. Para nuestra región es tener agua limpia en la isla de Apipé, más de 120.000 hectáreas de reservas que custodiamos en Argentina, 17 comedores que dan asistencia a 4.000 familias, hospitales construidos que vamos a incrementar, casi 60 kilómetros de autovía en la ruta 12, apoyo a la cultura y deporte”, dijo el funcionario.

En Misiones y Corrientes, la EBY está realizando un trabajo con los municipios costeros del río Paraná afectados por el embalse, que comprende obras hídricas en Santa Ana, Puerto Rico, transformadores en Posadas, obras eléctricas en Ituzaingó y Villa Olivari y suministro de energía en el Parque de la Salud de Posadas.

Fuente: www.lanacion.com.ar

Realizan obras para mejorar la red eléctrica urbana y rural

Con una inversión cercana a los nueve millones de pesos, EDEA aumenta su capacidad de distribución con nuevos tendidos en la red eléctrica de baja y media tensión en la ciudad.

Con el objetivo de dar respuesta a distintos emprendimientos que se están desarrollando tanto en la ciudad como en el campo, EDEA está implementando obras y mejoras en la red de media y baja tensión con una inversión cercana a los nueve millones de pesos.

Una de las obras en marcha tiene lugar en la zona de las calles Garay y Catamarca donde se está realizando el tendido de nuevos cables subterráneos de baja tensión que dotarán a la red de una mayor capacidad de distribución eléctrica.

Además se instalarán gabinetes de distribución de protección y maniobra, que facilitarán a futuro la incorporación de nuevos usuarios al sistema, y nuevos cañeros de reserva.

EDEA, empresa perteneciente al grupo DESA, informó que con similares características tienen lugar en Daprotis y Félix U. Camet, los trabajos de renovación y ampliación del tendido de cables subterráneos de baja tensión, lo que además de mejorar las condiciones actuales del servicio, permitirá afrontar en próximos años aumentos de la demanda en ese sector de la ciudad.

En lo que respecta a las obras que se están llevando a cabo en zonas rurales, desde la compañía destacaron el trabajo de remodelación de líneas de red eléctrica a unos 20 kilómetros del paraje La Polola. Allí se están reconvertido más de 5 kilómetros de línea área de media tensión de tipo monofásica a trifásica, lo cual habrá de mejorar la calidad y confiabilidad del servicio en el área, brindando mayor disponibilidad de potencia no solo para una importante empresa radicada en esa zona sino también para todos los usuarios que se alimentan de la misma.

Fuente: www.lacapitalmdp.com

 

 

 

 

El gobierno espera inversiones por US$ 470 millones en proyectos de litio para 2021

El gobierno espera para este año alrededor de US$ 470 millones en inversiones para proyectos de litio. Sólo dos están en operación comercial. El resto está en construcción o en exploración. El 86% de la inversión será para ampliación y construcción de las plantas.

Después de caer abruptamente entre 2019 y 2020, el repunte del precio de la tonelada de litio en lo que va de este año llegó en marzo a casi el 90%. El incremento del precio está dado por las expectativas de mayor demanda mundial de la industria de las baterías de iones de litio para vehículos eléctricos y tecnológicos. La tonelada de carbonato grado batería de este mineral trepó a 12.600 dólares, el nivel más alto desde marzo de 2019.

En este contexto, en la Argentina, que cuenta con el 17% de los recursos mundiales, se esperan inversiones por alrededor de 470 millones de dólares para el 2021 en proyectos de litio, según indicó una fuente de la Secretaría de Minería a Econojournal, El 86% de ese monto será destinado a la construcción y ampliación de las plantas que tienen los proyectos en los salares del Noroeste argentino. El 10% de las inversiones serán para los desarrollos que están en etapa de exploración y el 4% restante será para el sostenimiento de los emprendimientos.

El gobierno tiene puesto el ojo en 20 proyectos que están en los salares de Jujuy, Salta y Catamarca, las tres provincias del país que pertenecen al Triángulo del Litio, la zona que la Argentina comparte con Chile y Bolivia y donde están las reservas más grandes del mundo de este mineral.

Producción y construcción

Actualmente hay sólo dos proyectos que se encuentran en producción comercial. El primero es el Proyecto Fénix, que está en el Salar del Hombre Muerto (Catamarca) y pertenece a las compañías Livent Corporation en un 100% (subsidiaria del grupo estadounidense FMC). Produce desde 1998 alrededor de 20.000 toneladas equivalentes anuales (LCE, según sus siglas en inglés) y con la ampliación proyectada llegará a las 40.000 toneladas por año (LCE).

El segundo es Sales de Jujuy, que comenzó a producir en 2015 y está ubicado en el Salar de Olaroz. Pertenece a la minera australiana Orocobre (67,5%), Toyota Tsuho (25%) y la provincial JEMSE (8,5%).

En construcción sólo está el proyecto Cauchari – Olaroz operado por Minera Exar, que pertenece a la compañía canadiense Lithium Americas (45,75%), la china Jiangxi Ganfeng Lithium (45,75) y JEMSE (8,5%). Está ubicado en el salar jujeño Cauchari con 25.000 toneladas anuales de carbonato (LCE).

Hasta el año pasado también estaba en etapa de construcción el proyecto Salar de Centenario – Ratones en la provincia de Salta, operado por la francesa Eramet. Pero, por la caída de los precios y la crisis que generó la pandemia, suspendió las actividades el año pasado. Llevaba invertidos alrededor de US$ 140 millones.

Etapa de exploración

Además de dos proyectos en producción, dos en construcción (uno suspendido), en el Noroeste del país hay 16 proyectos de litio que están en etapa de exploración. En su mayoría pertenecen a firmas canadienses y australianas:

-Los desarrollos en exploración en Catamarca son tres: Sal de Vida, de la australiana Galaxy Resources (Catamarca); Tres Quebradas (3Q), de Neo Lithium (de la firma argentina Liex S.A.); y el proyecto Kachi, de la firma australiana Lake Resources, ubicado en el Salar Carachi Pampa.

-En Salta hay 11 proyectos: Salar del Rincón, de la firma canadiense Enirgi Group; Sal de Los Ángeles, de NextView New Energy (con sede en Hong Kong); Pastos Grandes, de la compañía de Canadá Millennial Lithium; el proyecto PPG en el Salar Pozuelos, de Lithea, la firma minera de la petrolera Pluspetrol; Rincón Lithium, de la empresa australiana Argosy Minerals; Proyecto Mariana, ubicado en el Salar Llullaillaco y perteneciente a las firmas Jiangxi Ganfeng Lithium (82,75%) y International Lithium (17,25%); el proyecto Sal de Oro (Salar del Hombre Muerto), de la compañía surcoreana Posco, que tiene previsto este año iniciar la construcción; el proyecto Salar de Pular de la empresa australiana Pepinnini Minerals, que también tiene en Salta el proyecto de litio Salar del Rincón 2; el proyecto Salar del Hombre Muerto Norte II, de la compañía canadiense NRG Metals; y, por último, el proyecto Río Grande de Lithea (Pluspetrol).

-En Jujuy hay dos proyectos: está el proyecto Cauchari de las compañías Advantage Lithium (75%) y Orocobre Limited (25%); y el proyecto Salinas Grandes (Lithea – Pluspetrol).

-A la lista se suman alrededor de 20 proyectos que están en etapa de prospección.

Según indicaron fuentes oficiales, si se pusieran en marcha todos los proyectos de litio que hay en la Argentina el potencial productivo en carbonato de litio equivalente (LCE) llega a 305 mil toneladas anuales, en su mayoría con calidad batería.

Fuente: econojournal.com.ar