Medio Oriente: por qué el petróleo se desplomó y qué anticipan los inversores

El mercado internacional del petróleo vivió el miércoles una de sus jornadas más volátiles del año. Tras el anuncio del presidente estadounidense Donald Trump sobre un alto el fuego de dos semanas con Irán, el precio del crudo se hundió por debajo de los US$100 por barril, sacudiendo a inversores y operadores globales en un contexto ya atravesado por fuertes tensiones geopolíticas.

El movimiento se produjo luego de que Trump afirmara que Teherán había aceptado reabrir de inmediato y de manera segura el Estrecho de Ormuz, uno de los corredores marítimos más sensibles del planeta. Por allí circula cerca del 20% del suministro mundial de petróleo, un punto crítico cuya eventual interrupción alimentó nerviosismo desde el inicio del conflicto.

Según datos de mercado, los futuros del Brent cayeron US$18,27, equivalentes a un 16,72%, ubicándose en US$91, mientras que el WTI retrocedió 18,13%, hasta US$92,47. Los precios del diésel europeo también sufrieron un derrumbe profundo de poco más del 20%, mostrando la sensibilidad de todo el complejo energético ante señales de desescalada.

Una volatilidad sin precedentes en el mercado energético

La caída inicial del Brent moderó su velocidad tras el reporte de un ataque contra el estratégico oleoducto Este-Oeste de Arabia Saudita, pero la tendencia bajista se reanudó rápidamente. El crudo marcó un nuevo piso intradiario de US$90,40, reforzando la lectura de que los inversores estaban descontando una reducción de riesgo tras semanas de tensión extrema.

De acuerdo con el analista Giovanni Staunovo, de UBS, los operadores están priorizando la perspectiva de desescalada, lo que explica el fuerte desprendimiento de posiciones en petróleo. La tregua anunciada por Trump llegó además horas antes de su propio plazo límite para que Irán reabriera Ormuz o enfrentara ataques contra su infraestructura civil.

La situación dio un giro dramático luego de que el mandatario estadounidense publicara que se trataba de un “ceasefire de doble vía”. Irán respondió que detendría sus ataques si cesaban los bombardeos estadounidenses y que garantizaría un tránsito seguro en el estrecho durante las dos semanas de tregua.

Crown Point llega a Chubut.

Las negociaciones avanzan y el suministro podría normalizarse

Funcionarios iraníes aseguraron a Reuters que el país podría abrir el corredor marítimo de forma limitada y controlada entre jueves y viernes, previo a la reunión prevista entre representantes estadounidenses e iraníes en Pakistán. Se estima que entre 10 y 13 millones de barriles diarios quedaron retenidos detrás del Estrecho de Ormuz durante el pico del conflicto.

El analista Tamas Varga, de PVM Oil, sostuvo que la liberación del suministro debería producirse de manera gradual. Sin embargo, advirtió que la recuperación del equilibrio previo dependerá estrictamente de si el alto el fuego se transforma en un acuerdo duradero durante las negociaciones bilaterales.

En paralelo, compañías navieras buscan claridad sobre los protocolos logísticos y refinadores de distintas regiones ya solicitaron información sobre nuevas cargas disponibles, una señal de que el mercado está intentando evaluar la velocidad de normalización del comercio.

Impacto regional y advertencias sobre riesgos persistentes

La tregua no eliminó completamente el riesgo geopolítico. Varios estados del Golfo identificaron lanzamientos de misiles y drones, y emitieron advertencias a la población para refugiarse. Para el analista Vivek Dhar, del Commonwealth Bank, aún existe margen para que un “premium geopolítico” se mantenga en los precios del petróleo durante el corto y mediano plazo.

Trump afirmó que Estados Unidos recibió una propuesta iraní de 10 puntos, considerada por Washington como una base razonable para la negociación. El mandatario sostuvo que ambas partes están “bien encaminadas” hacia un entendimiento más amplio que incluya cuestiones comerciales y posibles alivios de sanciones.

En declaraciones posteriores, Trump señaló que Estados Unidos trabajará en conjunto con Irán para avanzar en una hoja de ruta que garantice un escenario de mayor estabilidad regional, una condición clave para la evolución futura del mercado energético.

Los inversores reacomodan sus estrategias tras el shock

La caída del petróleo reconfiguró en cuestión de horas las estrategias de inversores globales, que ahora buscan identificar oportunidades surgidas de la volatilidad extrema. Con la tregua en marcha y sin claridad sobre su sostenibilidad, muchos operadores optan por posiciones de más corto plazo, buscando capturar movimientos rápidos en activos desajustados por el conflicto.

Uno de los focos principales es la expectativa de un petróleo “más alto por más tiempo”. Aunque el precio retrocedió con fuerza, los futuros a seis meses se negocian alrededor de US$79, más altos que antes del conflicto. Analistas creen que incluso una tregua sostenida dejaría el crudo con un piso cercano a US$85 hacia fin de año.

Este escenario impulsó cierto optimismo entre inversores hacia compañías energéticas tradicionalmente relegadas, mientras que gigantes como Shell anticiparon mejores resultados en sus operaciones de trading.

La exploración offshore de Namibia se enfrenta a retos.

Monedas, bonos y oportunidades de arbitraje

La evolución del conflicto también repercutió en mercados cambiarios. Si el riesgo disminuye y el precio del petróleo se mantiene elevado, monedas de países productores como Canadá y Noruega podrían fortalecerse frente al dólar, según estimaciones de gestores globales.

En el mercado de deuda, la promesa de un alto el fuego provocó una fuerte caída en los rendimientos de bonos británicos y europeos. Aunque el alivio fue inmediato, algunos administradores sostienen que los rendimientos continúan demasiado altos frente a las expectativas de inflación.

La volatilidad también generó anomalías de precios entre sectores que normalmente no se mueven en conjunto. Especialistas señalan que en mercados dominados por el sentimiento, quienes detecten estas distorsiones podrían encontrar oportunidades tácticas significativas.

Horacio Marín: “Nos preparamos para un escenario de precios más bajos”

YPF avanza con una estrategia diseñada para atravesar un contexto internacional incierto, marcado por la volatilidad del precio del petróleo y los cambios geopolíticos que pueden alterar el equilibrio del mercado energético. Así lo dejó en claro su presidente y CEO, Horacio Marín, en diálogo con El Cronista.

Lejos de transmitir preocupación, Marín sostuvo que la compañía de mayoría estatal trabaja con supuestos conservadores y márgenes de seguridad que le permiten sostener su plan de inversiones aun con precios del crudo por debajo de los niveles actuales.

Nos preparamos para un escenario de precios más bajos”, afirmó el ejecutivo, al explicar cómo YPF construye su presupuesto y toma decisiones de largo plazo sin quedar atrapada en la coyuntura.

La referencia no es menor. En un contexto donde distintos analistas internacionales proyectan presiones bajistas sobre el precio del petróleo, YPF decidió anticiparse y ajustar su estructura financiera para no comprometer su hoja de ruta.

Según explicó Marín, el precio que utiliza la compañía para planificar sus números surge de un promedio de estimaciones internacionales. “Tomamos un precio de 63 dólares porque usamos el promedio de consultoras internacionales”, señaló.

Ese valor funciona como base, pero no como un límite rígido. El CEO dejó en claro que una eventual baja adicional no alteraría de forma sustancial el rumbo de la empresa.

Si el petróleo está a 55 dólares, no nos cambia mucho el escenario”, afirmó, al remarcar que YPF ya conoce con precisión el impacto que cada variación del crudo tiene sobre su resultado operativo.

YPF logró un nuevo récord en Vaca Muerta.

Un presupuesto defensivo y foco en el largo plazo

Uno de los puntos centrales del mensaje de Marín fue la preparación interna de YPF frente a un ciclo de precios más bajos. El ejecutivo explicó que la empresa mide con detalle la sensibilidad de sus números ante cada movimiento del barril.

Por cada 10 dólares que baja el petróleo, nosotros ya sabemos cuánto se mueve el EBITDA”, sostuvo. Esa información, remarcó, permite tomar decisiones anticipadas y evitar sobresaltos.

En ese marco, YPF avanzó con operaciones que funcionan como un colchón financiero. Marín explicó que algunas desinversiones y ventas de activos se pensaron también como una forma de proteger el balance frente a un contexto adverso.

Nos sirve como colchón para un año que pueda tener bajos precios”, explicó, al referirse a esas decisiones estratégicas.

El CEO insistió en que la clave está en no sobrerreaccionar ante el corto plazo. Para Marín, la industria petrolera se define por ciclos largos y no por movimientos coyunturales.

El desarrollo no se define por el ruido coyuntural del precio”, afirmó, al defender la lógica de inversión sostenida en Vaca Muerta.

Desde su mirada, incluso si el mercado atraviesa una etapa de debilidad, el escenario de mediano y largo plazo sigue siendo favorable. “En 2030 y 2031 va a haber un gap grande entre oferta y demanda que debería llevar a precios altos tanto en petróleo como en gas”, anticipó.

Ese desbalance, explicó, es el que justifica continuar con proyectos de gran escala, aun cuando el contexto actual muestre señales de enfriamiento.

Venezuela, el factor geopolítico y la comparación con Vaca Muerta

Uno de los interrogantes que sobrevuelan al mercado es el posible impacto de Venezuela en la oferta global, en caso de un cambio político que facilite su regreso pleno como exportador de crudo. Marín abordó el tema con cautela y relativizó su efecto inmediato.

Puede presionar el precio, pero más por expectativa que por realidad”, señaló, al analizar el posible retorno de Venezuela al mercado internacional.

El CEO de YPF habló desde la experiencia personal. “Yo trabajé en Venezuela antes de venir acá y la verdad que está muy dejada y lleva su tiempo reconstruirla”, afirmó.

Marín explicó que no se trata solo de decisiones políticas, sino de limitaciones técnicas y operativas. En ese punto, comparó el crudo venezolano con el potencial argentino.

La Faja del Orinoco tiene 10 grados API, es más pesado que el agua”, describió. Ese tipo de petróleo, explicó, implica mayores costos y complejidades operativas.

Tiene mucho costo operativo y necesita mucha inversión”, agregó, al remarcar que la recuperación de la producción venezolana no sería inmediata.

Frente a ese escenario, dejó una frase que resume su visión comparativa: “No sé si Vaca Muerta no es mejor que la Faja del Orinoco”.

La estrategia de Marín

Para el pope de la empresa de mayoría estatal, aun cuando Venezuela logre recuperar parte de su producción, su aporte será gradual. “Será otro lugar del mundo que ayudará a cubrir el gap, pero no de manera inmediata”, sostuvo.

En ese contexto, Vaca Muerta aparece como una ventaja competitiva clara para la Argentina, tanto por calidad del recurso como por la escala de las inversiones ya en marcha.

El mensaje de Marín combina prudencia y ambición. Por un lado, YPF se prepara para atravesar un escenario de precios más bajos sin alterar su equilibrio financiero. Por otro, sostiene una visión de crecimiento basada en el potencial exportador del país.

La clave, según el CEO, es sostener una mirada de largo plazo y evitar decisiones defensivas que frenen el desarrollo. “Las compañías grandes miran el largo plazo, miran la robustez del proyecto”, remarcó.

Enap anticipa nuevos convenios con Vaca Muerta

La firma del mayor contrato en la historia de Enap marcó un antes y un después para las relaciones energéticas entre Chile y Argentina. El acuerdo, sellado el miércoles 3 de diciembre en Buenos Aires, garantiza que el 35% del crudo que consume el país trasandino provendrá de Vaca Muerta, un hito celebrado por ambas naciones.

Julio Friedmann, CEO de la estatal chilena, viajó especialmente para cerrar el entendimiento con YPF, Vista Energy, Shell Argentina y Equinor. En diálogo con La Tercera, el ejecutivo no solo destacó el impacto económico y logístico del convenio, sino que anticipó un panorama con más contratos futuros entre Enap y las operadoras del shale argentino.

Asimismo, el ejecutivo subrayó que Chile todavía no olvida la crisis del gas de 2004. Para Friedmann, ese antecedente sigue condicionando cualquier decisión estratégica y obliga a mantener un plan B que garantice abastecimiento incluso ante interrupciones imprevistas.

Un cambio estructural en el abastecimiento de Enap

Friedmann recordó que, hasta ahora, todo el crudo procesado en Chile llegaba por barco desde Brasil, Ecuador o Estados Unidos. Dependían de licitaciones internacionales, de los tiempos de cada proveedor y del costo logístico de mover cargamentos completos hasta los terminales de Quintero y San Vicente.

El esquema cambiará de raíz. El nuevo contrato permitirá que unos 70 mil barriles diarios lleguen directamente desde Vaca Muerta por el Oleoducto Trasandino, que conecta Neuquén con la refinería de Enap en Biobío. Esa cifra equivale al 35% del consumo anual de la empresa, un volumen sin precedentes en la historia energética chilena.

El CEO explicó que la referencia de precios será el marcador internacional de Puerto Rosales, al que se sumarán ajustes logísticos y de calidad. De esta manera, la empresa accede a valores transparentes que ya no dependen del mercado spot, como ocurrió en los últimos meses.

La rehabilitación del oleoducto fue clave. Luego de 17 años de inactividad, su puesta a punto demandó dos años de trabajo y permitió iniciar pruebas con un 5% del abastecimiento antes de avanzar al 35% actual. Con el contrato firmado, el ahorro proyectado es de un dólar por barril, lo que equivale a unos 70 millones de dólares anuales.

Para una compañía que atravesó largos períodos de pérdidas, es un impacto significativo. Friedmann subrayó que Enap enfrenta costos crecientes en servicios, mantenimiento y mano de obra, por lo que contar con un volumen estable y más económico representa un alivio financiero estratégico.

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Chile avanza con nuevos contratos, pero no olvida la crisis del gas de 2004

Cuando se le preguntó por el futuro, Friedmann fue claro: este contrato es solo el primero. Vaca Muerta continúa expandiéndose y nuevas empresas se suman a su desarrollo. El directivo sostuvo que las cuatro operadoras actuales podrían incluso aumentar su producción y ofrecer más crudo en los próximos años.

El CEO aseguró que Enap está abierta a avanzar con nuevos contratos si las condiciones se mantienen estables y ponderó que Argentina tiene capacidad para convertirse en un proveedor clave del Cono Sur durante las próximas décadas.

Sin embargo, la memoria energética chilena tiene cicatrices profundas. Friedmann mencionó, sin rodeos, la crisis del gas de 2004, cuando Argentina interrumpió abruptamente los envíos a Chile tras declarar una “fuerza mayor” que él califica como injustificada. Aunque el país disponía de gas, priorizó el abastecimiento de Buenos Aires ante temores sociales y políticos.

Ese antecedente condiciona cualquier negociación actual. “Hemos aprendido de la historia”, remarcó. Por eso diseñaron un plan de contingencia que permite a Chile volver a la importación marítima inmediata en caso de un corte sorpresivo. También construyeron dos estanques de 50 mil metros cúbicos que fortalecen la capacidad de almacenamiento y brindan mayor resiliencia ante imprevistos.

El contrato, además, está firmado bajo ley de Nueva York y contempla multas por incumplimiento por parte de las compañías argentinas. Friedmann enfatizó que, a diferencia del gasoducto en 2004, la figura de “fuerza mayor política” está expresamente incluida como causal de incumplimiento, lo que obliga a los cargadores a mantener el flujo salvo circunstancias extremas y verificables.

La visión del CEO: integración energética, costos competitivos y más acuerdos en camino

Para Enap, el acuerdo no solo significa ahorro y estabilidad, sino también una apuesta estratégica a la integración energética entre ambos países. Friedmann remarcó que Vaca Muerta ofrece crudos de alta calidad, volumen disponible y costos competitivos que permiten planificar a largo plazo.

El ejecutivo reconoció que el abastecimiento internacional por barco seguirá siendo una pata importante del esquema chileno, pero destacó que la diversificación es la mejor herramienta para evitar crisis como la de hace dos décadas. Con Vaca Muerta, Chile suma una fuente cercana, confiable y con un oleoducto operativo que reduce riesgos logísticos.

Sobre los próximos pasos, explicó que Enap mantendrá conversaciones permanentes con nuevas operadoras. Su expectativa es que la integración energética continúe creciendo, siempre bajo marcos contractuales sólidos y con garantías suficientes para ambos lados de la cordillera.

El acuerdo actual, dijo, marca solo el comienzo de una nueva etapa. “Este es el primer contrato”, insistió, dejando claro que Enap ya mira hacia los próximos desarrollos que pueda ofrecer el shale argentino.

La eliminación de las retenciones al convencional se realizaría de manera progresiva

El convencional parece que comienza a encontrar aire. Es que de la reunión entre los actores de la industria de la Cuenca del Golfo San Jorge y autoridades del Gobierno nacional se llegó a un principio de acuerdo para eliminar las retenciones al petróleo de manera progresiva.

Tal como adelantó eolomedia, el encuentro tuvo lugar en la sede central del Ministerio de Economía de la Nación en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y contó con la presencia del jefe de Gabinete del Gobierno Nacional, Guillermo Francos; el titular de la cartera económica, Luis Caputo; los gobernadores de Chubut y Santa Cruz, Ignacio Torres y Claudio Vidal, respectivamente.

También estuvieron presentes el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce; el presidente de Petrominera Chubut SA, Héctor Millar; el secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Ávila; el secretario general del Sindicato de Petroleros Jerárquicos de la Patagonia Austral, José Lludgar; el intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili; entre otros además de representantes de distintas operadoras.

Fortalecer las inversiones

Torres indicó que la baja de dicho tributo “no solo fortalecería las inversiones de las operadoras, sino que podríamos exportar más y generar más puestos de trabajo genuino”.

Durante la reunión de este jueves, el titular del Ejecutivo le solicitó a Nación “que haga su parte, porque tanto nosotros como los trabajadores hicimos lo que teníamos que hacer”. Explicó en ese contexto que “la Provincia cumplió respecto a la baja de regalías y los trabajadores en materia de productividad; ahora lo que estamos pidiendo al Gobierno Nacional es que cumpla con una medida que nos permitiría garantizar la competitividad de una industria clave”.

El pedido tiene como finalidad aliviar la carga fiscal y sostener la producción en cuencas maduras con más de cien años de historia. “La aplicación de un 8% de retenciones agrava la situación del sector”, manifestó el mandatario y reveló que “hay un compromiso firme de las operadoras de reinvertir cada dólar adicional en nuevas inversiones para mantener la actividad y sostener los empleos”.

Más competitividad para el convencional

Asimismo, el gobernador resaltó la importancia de que “los intendentes, el Gobierno Nacional y las principales operadoras petroleras hayan estado en esta reunión para ponernos de acuerdo para ser más competitivos, teniendo en cuenta que nuestra provincia bajó regalías, sobre todo en áreas marginales, y que los gremios participan de un acuerdo de competitividad que hace mucho más eficiente operar en Chubut”.

Sumado a esto último, Torres destacó “el compromiso de la Nación para la eliminación de retenciones sobre el cual estamos ultimando los detalles, aspirando a eliminarlas progresivamente”.

“Esto va a ser muy bueno, no sólo para Chubut sino para la Argentina porque el resultado va a ser más producción, más trabajo, más competitividad”, aseguró el titular del Ejecutivo, agregando que “el acuerdo implica que el ahorro fiscal tiene que ir íntegramente a más producción, y si se exporta más, se generan más dólares que necesita la Argentina”.

“Es la primera vez que el Gobierno Nacional, una provincia, municipios de todos los colores partidarios y todos los gremios hacemos un acuerdo de competitividad exitoso, y en breve vamos a ver los resultados”, afirmó el gobernador chubutense.

YPF reorganiza su cúpula: nuevas vicepresidencias para potenciar sus finanzas y control interno

YPF oficializó cambios en su estructura organizativa de primer nivel que entraron en vigencia el 19 de agosto de 2025. La decisión responde a la necesidad de reforzar la efectividad de sus procesos internos y enfrentar con mayor solidez los desafíos financieros y estratégicos que atraviesa la compañía en plena expansión de Vaca Muerta y del negocio del GNL.

Según informó la empresa a la Comisión Nacional de Valores (CNV) y a los mercados, el Directorio aprobó una reorganización clave: la división de funciones que estaban concentradas en la Vicepresidencia de Finanzas (CFO). A partir de ahora, esas responsabilidades se separan en dos nuevas áreas estratégicas.

Nuevas vicepresidencias en la primera línea de YPF

En línea con el Plan 4×4, que guía la transformación de la petrolera estatal, se crea la Vicepresidencia de Administración y Reporting, que quedará a cargo de Juan José Mata. Su función será consolidar la transparencia y eficiencia en los procesos administrativos y en la presentación de resultados.

Al mismo tiempo, se establece la Vicepresidencia de Finanzas, que será liderada por Pedro Kearney, con foco en el diseño de esquemas de financiamiento para los megaproyectos de exportación de crudo y gas natural licuado (GNL) que lleva adelante YPF. Ambos cargos apuntan a darle mayor dinamismo y especialización a la gestión económica de la compañía en un contexto de inversiones récord.

Además, el Directorio designó de manera interina a Ariel Polotnianka como Chief Audit Officer, con la misión de fortalecer los procesos de control interno y auditoría en una etapa de fuerte crecimiento y exposición internacional.

YPF consiguió financiamiento en el mercado.

Salida del CFO y agradecimiento del Directorio

La reorganización también implicó la aceptación de la renuncia de Federico Barroetaveña, quien se desempeñaba como CFO. Según el comunicado, el alejamiento responde a motivos personales. El Directorio agradeció su “trabajo y dedicación” durante su gestión, en la que acompañó la etapa inicial del Plan 4×4.

La reestructuración ocurre en paralelo a un trimestre en el que YPF consolidó hitos productivos. El shale ya representa el 59% de la producción total de crudo de la compañía, con un promedio de 145 mil barriles diarios, un 28% más que en 2024. En el segundo trimestre de 2025, la empresa destinó el 71% de sus inversiones —unos 1.160 millones de dólares— al desarrollo de Vaca Muerta.

En materia de exportaciones, la compañía alcanzó un récord de 44 mil barriles diarios, con un salto interanual del 43%. Estos envíos se verán potenciados con la construcción del oleoducto VMOS, una obra de 3.000 millones de dólares que ya alcanzó el 23% de ejecución y que permitirá evacuar 550 mil barriles por día hacia los mercados internacionales a partir de 2027.

La apuesta por el GNL y los mercados globales

La reorganización interna también busca responder a las demandas financieras que impone el desarrollo del proyecto Argentina LNG, que YPF impulsa junto a Eni. En agosto, la sociedad SESA obtuvo aprobación final para contratar un segundo buque FLNG, que se sumará al primero previsto para 2027. Esto permitirá al país contar con una capacidad inicial de 5,95 millones de toneladas anuales de GNL para exportar al mundo.

En lo económico, YPF cerró el trimestre con un EBITDA ajustado de 1.124 millones de dólares, afectado por la baja del precio del Brent y de los combustibles locales, aunque compensado en parte por menores costos de extracción y mayores ventas de gas. El resultado neto fue de 58 millones de dólares, revirtiendo la pérdida del trimestre anterior.

Histórico préstamo por USD 2.000 millones para el oleoducto Vaca Muerta Sur

VMOS S.A. cerró un acuerdo histórico con bancos internacionales por 2.000 millones de dólares para financiar la construcción del Vaca Muerta Oleoducto Sur (VMOS), la obra privada de infraestructura energética más importante de la Argentina en las últimas décadas. Este hito marca un antes y un después en el desarrollo del potencial exportador de petróleo del país.

El préstamo fue otorgado por un consorcio de 14 bancos e inversores institucionales internacionales, y estuvo liderado por cinco entidades de primer nivel: Citi, Deutsche Bank, Itaú, JP Morgan y Santander. Con este financiamiento, se cubre el 70% del capital necesario para la ejecución del proyecto. El 30% restante será aportado directamente por las empresas accionistas.

La operación representa la reapertura del mercado internacional de Project Finance para Argentina, cerrado desde 2019. Además, se convierte en el mayor préstamo comercial otorgado para una obra de infraestructura en la historia nacional, y en uno de los cinco más grandes en el sector de petróleo y gas en América Latina.

Un avance clave

El Oleoducto Sur es una iniciativa estratégica que permitirá duplicar la capacidad de evacuación de petróleo desde Vaca Muerta hacia los mercados internacionales. Una vez en funcionamiento, se estima que tendrá una capacidad inicial de transporte de 180.000 barriles diarios. Para 2027, ese número crecerá hasta alcanzar un máximo de 550.000 barriles por día.

La obra ya está en marcha, con múltiples frentes de trabajo activos. Incluye la construcción de un nuevo oleoducto que unirá la ciudad de Allen, en Río Negro, con la terminal de exportación en Punta Colorada, también en la provincia rionegrina. Además, contempla plantas compresoras, una playa de almacenamiento y la construcción de una nueva terminal portuaria.

Está previsto que el sistema entre en operación hacia fines de 2026, lo que permitirá transformar radicalmente la logística de exportación de crudo en la Argentina y garantizar una salida directa al Atlántico desde Vaca Muerta.

Actores clave del proyecto

VMOS S.A. es una sociedad integrada por ocho de las principales compañías del sector energético que operan en el país: YPF, Pluspetrol, Pan American Energy, Pampa Energía, Vista, Chevron Argentina, Shell Argentina y Tecpetrol, que participan como socios Clase A. A ellas se suma la empresa estatal Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), en calidad de socio Clase B.

La colaboración de este grupo de empresas —con fuerte presencia en la producción de shale oil en la cuenca neuquina— refuerza la visión compartida de convertir a la Argentina en un jugador relevante en el mapa energético global. El compromiso de inversión demuestra que, más allá de la coyuntura económica y política, el sector mantiene el foco en los proyectos estructurales de largo plazo.

Detalles del financiamiento

El préstamo tiene un plazo de 5 años y se otorgó bajo modalidad Project Finance, con una tasa de interés de referencia SOFR más un margen de 5,5%. Este tipo de financiamiento, que se basa en la viabilidad del propio proyecto para respaldar el repago, es común en grandes desarrollos energéticos a escala internacional y resulta una señal de confianza sobre la solidez técnica y económica del oleoducto.

Además del respaldo de los bancos que lideraron la operación, la participación de otros actores institucionales evidencia una fuerte apuesta por el futuro energético argentino. Para el sector privado, el éxito del acuerdo es una muestra de que, con planificación y credibilidad, aún es posible acceder al financiamiento internacional en condiciones competitivas.

Comenzó una nueva era para las exportaciones de Vaca Muerta

El sábado amarró el buque Seaways Eagle, una nave tipo LR1 de bandera de las Islas Marshall que ya se encuentra cargando 70.000 toneladas de crudo de Vaca Muerta con destino a los Estados Unidos.

El tanquero marca el inicio oficial de las operaciones desde el flamante muelle offshore inaugurado este mes por Oiltanking Ebytem, y posiciona al puerto como un nodo estratégico para la salida del shale oil argentino. El barco pertenece a la flota de International Seaways Inc., una de las principales navieras del mundo en el transporte de hidrocarburos, con sede en Nueva York y un total de 84 buques operativos.

El empuje de Vaca Muerta

La terminal Rosa Negra, ubicada a 30 kilómetros de Bahía Blanca, forma parte de un ambicioso plan de expansión de Oiltanking América Latina. La obra demandó una inversión cercana a los 600 millones de dólares e implicó la construcción de seis nuevos tanques, un muelle offshore con dos posiciones de atraque para buques tipo Aframax y Suezmax, y una capacidad de almacenamiento que hoy alcanza los 780.000 metros cúbicos.

Además, se reforzaron los sistemas de bombeo, se instaló una nueva subestación eléctrica, se realizó un dragado de 18 metros de profundidad y se incorporó tecnología de última generación, incluyendo brazos de carga articulados, amarre automático, y sistemas de recuperación de vapores. Todo bajo estrictos estándares ambientales y de seguridad operativa.

Con estos avances, el puerto podrá despachar entre 20 y 25 buques por mes, reemplazando el sistema anterior de monoboyas. En una etapa posterior, está previsto sumar una tercera posición de atraque que completará una estructura en forma de T.

Hasta ahora, Oiltanking exportaba crudo a través de una de las dos monoboyas instaladas en la zona. La puesta en marcha del muelle a 2.000 metros de la costa marca un salto cualitativo para la logística energética nacional, y ubica a Puerto Rosales entre los principales hubs petroleros del continente, en línea con el sistema de oleoductos de Oldelval y proyectos como Duplicar Plus y el potencial Duplicar X.

En paralelo, Trafigura continúa despachando petróleo desde Puerto Galván, otra vía complementaria para las exportaciones desde la Cuenca Neuquina.

En camino el segundo embarque

Mientras el Seaways Eagle completa su carga, ya se encuentra fondeado en la rada exterior el P Long Beach, un buque Aframax/LR2 construido en 2013. Esta nave de 244 metros de eslora y 105.000 toneladas de peso muerto será la segunda en operar desde el nuevo muelle.

De bandera de las Islas Marshall y propiedad de la naviera griega Performance Shipping Inc., el P Long Beach reafirmará el ritmo sostenido de exportaciones y la operatividad de la flamante infraestructura.

Un desarrollo con impacto nacional

La ampliación de la terminal generó más de 1.500 empleos directos e indirectos durante su ejecución. Además, se proyecta que el nuevo esquema de exportaciones aportará divisas por más de 8.000 millones de dólares anuales, fortaleciendo no solo a Vaca Muerta, sino también a toda la cadena logística, industrial y portuaria del país.

Así, con tecnología de punta y una capacidad operativa inédita, Puerto Rosales inicia una nueva etapa en la historia del petróleo argentino.

El cierre de Ormuz: tensión global con efecto directo en Argentina

La tensión en Medio Oriente volvió a escalar y sacudió los mercados globales. En respuesta a un ataque de Estados Unidos sobre instalaciones nucleares, el Parlamento iraní aprobó una iniciativa que impulsa el cierre del Estrecho de Ormuz, uno de los corredores marítimos más relevantes para el comercio de petróleo y gas en el planeta.

La moción fue votada por la mayoría de los legisladores de la Asamblea Consultiva Islámica y será analizada por el Consejo Supremo de Seguridad Nacional, liderado por el ayatolá Alí Jamenei. Aunque la medida aún no está en vigencia, el mensaje ya fue enviado: Irán podría restringir el acceso a una vía clave para la energía mundial.

Ormuz, un cuello de botella

El Estrecho de Ormuz conecta el Golfo Pérsico con el Océano Índico. Por este estrecho marítimo circula cerca del 20% del petróleo y más del 30% del gas natural licuado que consume el mundo. El solo anuncio de una posible interrupción bastó para que los mercados comenzaran a reaccionar.

Algunas cadenas internacionales, como la turca TRHaber, citan fuentes militares iraníes que advierten sobre una posible interrupción inminente del tránsito marítimo. Paralelamente, el general Esmaeil Kousari, integrante de la Comisión de Seguridad Nacional del Parlamento iraní, confirmó que la intención de cerrar el estrecho está sobre la mesa, aunque aclaró que la decisión final corresponde al Consejo de Seguridad.

Las repercusiones en los mercados energéticos fueron inmediatas. Según análisis de ING Research, una eventual paralización del tráfico en Ormuz podría llevar el precio del barril por encima de los 120 dólares. Si el conflicto se intensifica, no se descarta que el Brent alcance niveles similares a los de 2008, cuando superó los 145 dólares.

“La amenaza de un cierre prolongado representa una presión directa sobre el equilibrio energético global”, sostuvo Warren Patterson, jefe de estrategia de commodities en ING. Incluso un acuerdo diplomático, agregó, no sería garantía de una baja inmediata de los precios.

Lo que significa para Argentina

La semana pasada, el Brent rondó los 77 dólares, pero todo indica que el mercado abrirá con fuertes subas si se confirma el avance del conflicto. La incertidumbre sobre el abastecimiento global condiciona las decisiones de gobiernos, grandes consumidores y petroleras.

En Argentina, la situación se sigue con atención. El alza del crudo puede dejar una señal positiva y otra negativa.

Por un lado, permite estabilizar un precio internacional que había llegado a caer a 59 dólares. Si el Brent logra sostenerse por encima de los 80 dólares, el horizonte para el sector energético nacional sería más previsible y favorable.

Horacio Marín, CEO de YPF, remarcó recientemente que Vaca Muerta puede seguir siendo rentable incluso con un barril inferior a los 45 dólares. “Lo podemos desarrollar a un precio mucho más bajo. Ganamos menos, pero no perdemos plata. Ese es el break-even”, explicó. En ese contexto, el shale neuquino se mantiene competitivo.

La Cuenca del Golfo San Jorge, más orientada al convencional, podría ser una de las principales beneficiadas por un crudo más caro. Los precios deprimidos habían complicado las inversiones y operaciones en esa región. Si el Brent escala, las perspectivas podrían mejorar tras más de una década de dificultades.

Riesgo inflacionario en el surtidor

Pero no todo es ganancia. La otra cara del aumento del petróleo se ve en los surtidores. Guillermo Lego, gerente general de la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines (CECHA), advirtió que a comienzos de julio podría aplicarse un nuevo incremento de hasta un 5% en los combustibles.

YPF ya concretó un ajuste del 5% el fin de semana pasado, en respuesta a la suba del Brent y al recrudecimiento de las tensiones geopolíticas. Si la situación en Medio Oriente se agrava, es probable que la presión sobre los precios locales continúe.

El Gobierno enfrenta un desafío adicional: contener la inflación. Una nueva suba en las naftas podría tener un impacto directo en el índice de precios que mide el INDEC, complicando los planes oficiales para reducir el costo de vida.

“Vaca Muerta se puede desarrollar a 45 dólares”

La guerra comercial entre Estados Unidos y China amenaza con llevarse todo lo que tiene por delante y la energía no está exenta de ese fenómeno. El barril de petróleo llegó a bordear los 60 dólares y generó preocupación en Vaca Muerta.

Quien tranquilizó las aguas fue Horacio Marín. El presidente y CEO de YPF sostuvo que la roca madre puede desarrollarse con un barril a 45 dólares y le quitó dramatismo a la situación. “Obviamente ganaremos menos, pero no vamos a perder”, afirmó.

En diálogo con Infobae, el pope de la empresa de mayoría estatal manifestó que la energía se debe pensar a largo plazo y que a lo largo de su historia el barril de petróleo se situó en diferentes precios. “Yo he visto 8 dólares el barril, menos 36. Lo he visto bajar, subir, bajar, subir. Y esto es de largo plazo”, consideró.

La resiliencia de Vaca Muerta

Marín ponderó el estado de la compañía y sostuvo que es resiliente a un barril a menos de 45 dólares para desarrollar Vaca Muerta. “Lo podemos hacer a un precio todavía mucho más bajo. Mucho más bajo que esto lo podemos desarrollar. Por supuesto ganamos menos plata. Pero no perdemos plata. Y se puede desarrollar. Eso es lo que se llama break-even price en la jerga petrolera”, explicó.

Asimismo, el ejecutivo manifestó que la curva de aprendizaje de Vaca Muerta y el objetivo no convencional de YPF permite que la competencia sea directamente con Permian. “Es un tema de rentabilidad”, aseveró.

 

 

“Esta es una gran negociación, que por supuesto es incertidumbre. ¿Qué significa incertidumbre? Einstein decía que Dios no juega con dados. ¿Qué significa? Que yo no sé lo que va a pasar, vos tampoco, vos tampoco, vos tampoco. Entonces te genera que no sabes a dónde vas. Hay escenarios para arriba, para abajo. Y nosotros los seres humanos nos vamos siempre para abajo. Se va a ir todo peor, viene el fin del mundo, se va a terminar el mundo. Y no es así. Las cosas caen y luego, fíjate que empiezan a rebotar después”, consideró.

Asimismo, Marín destacó que el mundo necesita energía y le quitó dramatismo a la incertidumbre a la que está sometido el mundo. “No existen en la vida cosas que caen en un precipicio. Esos son justamente incertidumbres de grandes negociaciones como las que son se viven en momento. Yo no soy negativo en el futuro para nada”, afirmó.

“Se pueden dilatar los programas”

En este sentido, el presidente de YPF reconoció que si el precio del barril de petróleo sigue bajando puede dilatar los programas, pero no se va a terminar Vaca Muerta o se va a perder la oportunidad de desarrollarla. “Yo no creo en esas cosas. Yo creo que la oportunidad existe, sigue existiendo y la vamos a lograr”, aseguró.

El procesamiento de crudo impulsa la oferta de combustibles

El sector de refinación en Argentina mostró un crecimiento significativo en el procesamiento de crudo durante noviembre de 2024, con un total de 537,6 kbbl/día. Este número representa un aumento del 3,4% en comparación con octubre de 2024 y del 8,3% frente a noviembre de 2022, según datos del informe de la consultora Economía & Energía.

Entre las principales cuencas, la Cuenca Neuquina lideró el procesamiento, alcanzando los 353,3 kbbl/día, lo que refleja un crecimiento interanual notable del 25,4%. Este desempeño consolida su posición como la principal fuente de suministro para las refinerías del país. En contraste, la Cuenca del Golfo San Jorge presentó una caída del 11,7% en comparación con noviembre de 2022, registrando 165,4 kbbl/día.

En tanto, las otras cuencas menores procesaron 18,9 kbbl/día, mostrando una disminución interanual aún más pronunciada del 31%.

Crudo en aumento

El crecimiento en el procesamiento de crudo también impactó positivamente en la oferta de combustibles líquidos, aunque con variaciones notorias entre las diferentes empresas y refinerías. En noviembre de 2024, la oferta total de naftas y gasoil alcanzó 1.891 mil m³, lo que representa un leve retroceso del 2,3% en comparación con octubre de 2024, pero un incremento del 5,9% frente al mismo mes del año anterior.

En cuanto a las ventas, el mercado presentó dinámicas mixtas. Las ventas totales de naftas registraron 845 mil m³, una caída del 4,8% interanual. Este descenso estuvo liderado por el desempeño de YPF, cuya comercialización bajó un 7,9% frente a noviembre de 2023, aunque sigue siendo el principal actor del mercado con 467 mil m³ vendidos. Shell y Puma presentaron resultados más favorables, con incrementos interanuales de 0,7% y 11,3%, respectivamente, mientras que Axion registró una baja del 1,3%.

Por su parte, las ventas de gasoil sumaron 1.213 mil m³, con una disminución interanual del 7,8%. Sin embargo, en este segmento, algunas empresas lograron destacarse. YPF, a pesar de ser el mayor vendedor con 684 mil m³, experimentó una contracción del 13,6% frente a noviembre de 2023. En contraste, Puma y Shell mostraron crecimientos interanuales del 13,3% y 6%, respectivamente, consolidándose como actores importantes en el mercado. Axion también reportó un leve aumento del 1,4% interanual en sus ventas.

Importaciones de combustibles

La oferta interna de combustibles se complementó con importaciones, que representaron un 2,7% y un 5,7% de la oferta total de naftas y gasoil, respectivamente, durante el período enero-noviembre de 2024. Este nivel de dependencia del mercado externo se mantiene dentro de parámetros manejables, aunque resalta la necesidad de seguir impulsando la capacidad de refinación local.

En términos de precios, los combustibles continúan reflejando el impacto de la inflación y las dinámicas internacionales. Según datos de la Secretaría de Energía, los precios promedio de las naftas y el gasoil en Argentina se mantienen competitivos en comparación con otros países de la región, pero los aumentos constantes afectan al consumidor final.