Tenaris sufrió el impacto del cierre de Ormuz y espera un tercer trimestre complicado

Las ventas de Tenaris alcanzaron los 3.000 millones de dólares en el segundo trimestre, un 4% menos que en el mismo período del año pasado y también por debajo del trimestre anterior. La principal explicación estuvo lejos de las plantas industriales: el cierre efectivo del estrecho de Ormuz trabó los envíos hacia una parte del Golfo.

El problema se concentró especialmente en Irak, Kuwait y Qatar, donde los clientes redujeron sus operaciones y los barcos dejaron de poder ingresar con normalidad. Tenaris pudo, en cambio, sostener los despachos hacia Arabia Saudita y Emiratos Árabes Unidos, donde Aramco y ADNOC mantuvieron prácticamente intacta su actividad de perforación.

“Nuestros resultados del segundo trimestre reflejan claramente el impacto del conflicto en Oriente Medio y las perturbaciones en el estrecho de Ormuz, así como el consiguiente aumento de los costos logísticos y energéticos”, explicó Gabriel Podskubka, CEO de Tenaris, en diálogo con los inversores.

Un cambio en el escenario para Tenaris

El conflicto también obligó a la compañía a cambiar una de las premisas con las que había armado sus previsiones para la segunda mitad del año. Hasta el trimestre pasado, Tenaris contemplaba como escenario base una resolución relativamente rápida que permitiera recuperar la navegación por Ormuz.

Ahora la mirada es distinta. La reapertura del estrecho dejó de ser una condición incorporada al escenario base y pasó a ser, en caso de concretarse, un elemento adicional de mejora para las cuentas de la compañía. La diferencia es importante porque hay pedidos ya producidos que esperan poder salir.

“Estamos cambiando la premisa sobre la que basamos nuestras previsiones para el segundo semestre. La apertura del estrecho de Ormuz a corto plazo será un aspecto positivo para nuestro escenario, dada la incertidumbre que hemos sufrido en los últimos meses”, señaló Podskubka.

La magnitud de ese negocio también cambió. En la presentación anterior, Tenaris había informado que tenía alrededor de U$S 100 millones en materiales destinados al norte del Golfo que no podían ser despachados. En los últimos meses, lejos de reducirse, esa cartera aumentó y ahora llega a unos U$S 130 millones.

Tenaris puso en operación su tercer set de fractura en Vaca Muerta

A la espera de Ormuz

Ese monto corresponde principalmente a Irak, Kuwait y Qatar y actualmente quedó excluido de las previsiones de la empresa. No significa, sin embargo, que se trate de ventas perdidas. Si la navegación vuelve a la normalidad, Tenaris podrá comenzar a despachar ese material y convertir los pedidos acumulados en ingresos.

El plazo tampoco sería inmediato. Podskubka explicó que, una vez recuperada la navegabilidad, la compañía necesitaría entre 70 y 90 días para enviar los tubos desde sus fábricas y completar la facturación en los mercados del norte del Golfo. Por eso, una reapertura tendría impacto sobre todo hacia el cuarto trimestre.

“Hoy, esta cifra ascendería a 130 millones de dólares. Si en algún momento se resuelve el conflicto o se restablece la navegabilidad en el estrecho, tardaremos entre 70 y 90 días en enviar este material desde nuestras fábricas y facturarlo en la parte norte del Golfo”, dijo el CEO.

La compañía espera que el tercer trimestre de 2026 sea el período más afectado por este escenario. Para el conjunto del segundo semestre, la previsión apunta a ingresos y EBITDA en línea con los registrados durante la primera mitad del año, aunque con una recuperación más marcada en los últimos tres meses.

Vaca Muerta volvió a registrar una baja en sus etapas de fractura.

Ahí aparecen otros mercados. La interrupción del tránsito por Ormuz provocó una suba del precio del petróleo y, según Tenaris, ese escenario está generando incentivos para aumentar la actividad en distintas regiones. Estados Unidos, Canadá y Argentina aparecen entre los países donde la empresa espera una mayor demanda de tubos para perforación.

En Vaca Muerta, el crecimiento ya se refleja en los equipos que están operando. Desde comienzos de año se incorporaron nueve perforadoras de alta especificación y el número total llegó a 42 equipos en actividad. Para Tenaris, el desarrollo del shale argentino forma parte de una tendencia global de búsqueda de mayor seguridad y diversificación energética.

“La actividad de perforación en yacimientos no convencionales está aumentando en Estados Unidos, Canadá y Argentina. En Estados Unidos estamos ampliando los turnos de trabajo y nuestra planta de Bay City está produciendo a niveles récord”, sostuvo Podskubka durante la presentación.

La empresa también puso el foco en el proyecto de GNL de Argentina, impulsado por YPF junto con Eni y XRG. El desarrollo contempla inversiones por unos U$S 30.000 millones y tiene como objetivo alcanzar una decisión final de inversión hacia fines de este año. Para Tenaris, representa otra fuente potencial de demanda vinculada con la expansión energética.

Más capacidad para responder a la demanda

En Estados Unidos, la compañía está ampliando turnos y realizando inversiones para aumentar la capacidad de producción de su acería de Koppel y de la fábrica de tubos sin costura de Ambridge. En Canadá lanzó, además, un programa de U$S 230 millones para incrementar la capacidad efectiva de su planta de Sault Ste. Marie.

El movimiento no se limita al shale. Tenaris también está viendo una recuperación en los proyectos offshore, después de varios años en los que las inversiones de ciclo largo habían quedado condicionadas por costos y plazos. La empresa considera que los avances tecnológicos volvieron más competitivos estos desarrollos.

“Gracias a los avances tecnológicos y a los plazos de desarrollo reducidos, los proyectos de aguas profundas se han vuelto más competitivos en costes y son idóneos para garantizar la seguridad y la diversificación del suministro”, afirmó Podskubka.

En los últimos meses, Tenaris sumó trabajos vinculados con proyectos como Cronos, en Chipre y Egipto, y GranMorgu, en Surinam. También comenzó las entregas de tubos y revestimientos para Sakarya, en el Mar Negro. La compañía espera que el crecimiento de esta cartera offshore comience a reflejarse en las ventas desde el cuarto trimestre y se extienda durante 2027.

Costos más altos para Tenaris

Mientras intenta compensar el impacto de Medio Oriente con una mayor actividad en otros mercados, Tenaris enfrenta otro frente: el aumento de los costos de las materias primas. La empresa comenzó a trasladar parte de esa suba a sus precios y espera que ese movimiento tenga una incidencia favorable sobre sus ventas y márgenes durante el cuarto trimestre.

Para Podskubka, el escenario combina una dificultad concreta en el Golfo con oportunidades que aparecen en otras partes del negocio. La compañía mantendrá fuera de sus previsiones los US$130 millones pendientes mientras Ormuz siga cerrado, pero conserva la posibilidad de recuperarlos si la navegación vuelve a normalizarse.

“Sin esta parte norte del Golfo, nuestra proyección para el cuarto trimestre será prácticamente la misma. Si se garantiza la navegabilidad a corto plazo, podremos enviar y facturar esos 130 millones de dólares adicionales”, explicó el ejecutivo.

El material destinado a Irak, Kuwait y Qatar, además, tiene una característica que puede mejorar su impacto sobre las cuentas. Se trata de tubos de primera calidad y grados especiales, con un margen promedio superior al de buena parte de la cartera de Tenaris. Por eso, la eventual recuperación de esos pedidos tendría un efecto adicional sobre el resultado.

“El material que vendemos en Irak, Kuwait y Qatar es de primera calidad y grado especial. Por lo tanto, tiene un buen margen promedio en comparación con el resto de la cartera de Tenaris. Necesitaríamos unos 90 días para que esto se materialice”, indicó Podskubka.

El potencial de Vaca Muerta como un imán para las supermajors

En el contexto global de la industria hidrocarburífera, Vaca Muerta emerge como una de las grandes promesas de los plays no convencionales del mundo. Los datos muestran un contraste interesante entre las inversiones de las principales compañías petroleras y el potencial de recursos recuperables técnicamente en distintas regiones del mundo.

En este marco, los gastos de capital (CAPEX) de las mayores compañías petroleras, se observa un crecimiento constante en las inversiones desde 2020 hasta las proyecciones de cierre de 2024.

El informe de Energy Analytics muestra que Saudi Aramco lidera la inyección de capital con una inversión proyectada de 45 mil millones de dólares para 2024 y ExxonMobil con un aumento sostenido que alcanza los 36 mil millones de dólares en 2024.

En tanto, empresas como Shell y BP han mantenido un crecimiento más moderado pero constante en su CAPEX.

Estas cifras subrayan el dinamismo de la industria y la disposición de las grandes empresas a apostar por el desarrollo y la exploración de nuevas fuentes de energía.

Vaca Muerta: una joya en el mapa

En el sentido de volumen de recursos recuperables técnicamente, Vaca Muerta ocupa un lugar destacado, aunque es superado en magnitud por formaciones como Permian Delaware y Permian Midland en Estados Unidos.

La roca madre cuenta con un potencial considerable que la posiciona como una de las reservas más significativas fuera de Norteamérica. Asimismo, aunque sus reservas probadas son menores que las del Permian, el continuo desarrollo tecnológico podría mejorar esta situación.

Además, mientras que Estados Unidos ha desarrollado extensivamente sus yacimientos en el Permian y otras áreas, Vaca Muerta todavía tiene un margen importante para expandir su producción y atraer mayores inversiones internacionales.

Por qué invertir en el shale argentino

La formación de la Cuenca Neuquina también presenta unos puntos a favor para atraer el capital de las compañías.

Uno es la reducción de costos operativos en los últimos años ha hecho que la explotación en Vaca Muerta sea más atractiva para las compañías internacionales.

También se debe destacar la ubicación estratégica. La situación en América Latina ofrece una alternativa viable y diversificada frente a las reservas de Estados Unidos y Medio Oriente.

Asimismo, Vaca Muerta tiene mucho potencial sin explotar. A pesar de los avances, gran parte de Vaca Muerta sigue sin desarrollar, lo que representa una oportunidad de crecimiento a largo plazo.

El último punto para señalar es que el Gobierno nacional impulsa una serie de medidas políticas para atraer inversión extranjera, aunque desafiadas por la volatilidad económica.

Si bien las grandes compañías continúan aumentando sus gastos de capital, Vaca Muerta tiene el potencial de consolidarse como un jugador clave en el mercado de hidrocarburos.

Su riqueza en recursos recuperables, combinada con un contexto internacional de creciente demanda, posiciona a la roca madre como una opción estratégica tanto para inversores locales como internacionales.

Sin embargo, para que este potencial se traduzca en resultados concretos, será crucial abordar los desafíos de infraestructura, política y regulación que actualmente limitan su desarrollo completo.

Aramco quiere ser el número uno en el GNL

Saudi Aramco quiere convertirse en uno de los principales operadores de gas natural licuado, anunció el director de su negocio de gas natural.

El mayor productor de petróleo del mundo ha dado los primeros pasos para alcanzar el objetivo de convertirse en uno de los principales operadores de GNL, dijo Abdulkarim Al-Ghamdi, vicepresidente ejecutivo de Aramco, en la conferencia de energía GasTech en Houston.

El gigante petrolero saudí adquirió el año pasado a EIG Global Energy Partners LLC una participación minoritaria en MidOcean Energy por 500 millones de dólares, su primera incursión en el GNL en el extranjero. Este mes ha aumentado su participación al 49%.

En junio, Aramco y NextDecade firmaron un acuerdo no vinculante para la compra durante 20 años de gas natural licuado procedente del proyecto Rio Grande LNG de NextDecade en el puerto de Brownsville, Texas.

Un combustible de transición

Durante décadas Aramco ha aprovechado el potencial del gas natural como fuente de energía para la generación de electricidad y como materia prima para la industria nacional. Ahora que prevén un fuerte crecimiento del GNL impulsado por la demanda, a medida que el mundo avanza hacia una economía energética con menos emisiones de carbono, la compañía está emprendiendo un viaje para convertirnos en un actor global del GNL.

“Creemos que el GNL puede ser un importante combustible de transición que permitiría a los sistemas energéticos e industriales mundiales equilibrar la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) y la seguridad energética”, explicó el presidente de Upstream de Aramco, Nasir K. Al-Naimi.

“El GNL muestra potencial como combustible adecuado para la transición energética, especialmente en las economías asiáticas que dependen en gran medida del carbón. La sustitución del carbón por el GNL podría suponer una reducción significativa de las emisiones de CO2”, añadió.

La incursión de Aramco en el GNL

Con la adquisición de la participación en MidOcean Energy, una empresa de GNL creada y gestionada por la empresa de inversión estadounidense EIG, Aramco entra en el negocio mundial del GNL.

El acuerdo se basa en la relación entre Aramco y EIG, que formó parte de un consorcio que adquirió una participación del 49% en Aramco Oil Pipelines Company, filial de Aramco, en 2021.

“El mercado de GNL está posicionado para un crecimiento estructural a largo plazo, y MidOcean Energy está bien equipada para capitalizar la creciente demanda de GNL, particularmente en Asia y Europa, donde la infraestructura de importación de GNL continúa expandiéndose”, explicó Al-Naimi.

“Seguiremos explorando una banda de oportunidades nacionales e internacionales en nodos geográficos clave de GNL para optimizar las sinergias comerciales potenciales y satisfacer la creciente necesidad mundial de energía segura, accesible y más sostenible”, subrayó.

El éxito en el sector del gas

Para Aramco, su negocio del gas es una prioridad desde hace mucho tiempo, sin embargo, va a cobrar aún más importancia a medida que desarrollen nuevos recursos de gas no convencional, como el yacimiento de Jafurah.

Se espera que esta capacidad adicional de producción de gas ayude a satisfacer la creciente demanda nacional de energía de menor costo y con menos emisiones de carbono, y que contribuya a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en la generación nacional de electricidad al mitigar la quema de combustibles líquidos.

El negocio de gas de Aramco produce líquidos de gas natural (LGN), etano y condensado, que complementan nuestra producción de petróleo crudo y proporcionan materia prima a las industrias de refinado y petroquímica, tanto en Arabia Saudí como en el resto del mundo.

Ha sido la columna vertebral de la red industrial de Arabia Saudí para el desarrollo económico y la diversificación desde su creación hace más de cuatro décadas.

Ahora, al ampliar su presencia en nuevos mercados internacionales a través del GNL, tienen la oportunidad de continuar este exitoso camino y ayudar a satisfacer la creciente demanda de este combustible de transición por parte de los clientes actuales y potenciales de Aramco en todo el mundo.

Aramco descubrió siete yacimientos de petróleo y gas

El ministro saudí de Energía, el príncipe Abdulaziz bin Salman, dijo que el grupo petrolero estatal Saudi Aramco había descubierto “dos yacimientos de petróleo no convencional, un depósito de crudo ligero árabe, dos yacimientos de gas natural y dos reservorios de gas natural”.

Dos yacimientos de petróleo no convencional y un reservorio fueron descubiertos en la Provincia del Este de Arabia Saudí, mientras que dos yacimientos de gas natural y otros dos reservorios se encuentran en el Empty Quarter del Reino.

Los bloques tendrían una capacidad total de producción de más de 28 millones de pies cúbicos diarios de gas y más de 11.000 barriles de crudo, informó la agencia oficial de noticias saudí SPA.

“La compañía petrolera de Arabia Saudí pudo descubrir dos yacimientos de petróleo no convencional, un pozo de petróleo ligero árabe, dos yacimientos de gas natural y dos fuentes de gas natural de un mismo pozo”, destacó SPA.

Señaló que, en la región oriental del país, se han descubierto dos yacimientos de petróleo no convencional; el primero en el pozo ‘Ladam-2’, con capacidad de 5.100 barriles diarios y 4,9 millones cúbicos diarios de gas, y el segundo en el pozo ‘Al Faruk-4’, que generó 4.557 barriles de petróleo y 3,79 millones cúbicos diarios de gas.

Otro descubrimiento se dio en el pozo ‘Mazaliy-62’, con una producción de 1.780 barriles diarios de petróleo ligero y sólo 0,7 millón cúbico diario de gas.

La agencia señaló que en la zona de Rub al Jali, en el sur del país y uno de los mayores desiertos de arena del mundo, se han descubierto dos fuentes nuevas de gas natural en el mismo pozo ‘Al Yahaq-1’; una produce 5,3 millones cúbicos diarios de gas y la otra 1,1 millón cúbico.

También se descubrió un nuevo punto de extracción de gas de pozo ‘Al Katuf-1’, con una capacidad de producción 7,6 millones cúbicos diarios de gas; y otro de 4,9 millones cúbicos diarios de gas en el pozo ‘Asikra-6’, ambos situados también en Rub al Jali.

El anuncio de estos descubrimientos se da un día después de la firma de la petrolera Aramco de contratos por más de 25.000 millones de dólares para la expansión de su red principal de gas y para el desarrollo de la segunda fase del yacimiento gasístico de Al Jafurah.