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.

Las exportaciones petroleras de Venezuela crecieron un 10,5% en 2024

Las exportaciones de petróleo de Venezuela aumentaron un 10,5% el año pasado a pesar de la inestabilidad política y los cambios en el sistema de sanciones de Estados Unidos contra el país, ya que los socios de la petrolera estatal PDVSA tomaron más cargamentos bajo licencias otorgadas por Washington.

Mientras el presidente Nicolás Maduro se prepara para iniciar su tercer mandato la próxima semana tras los controvertidos resultados electorales, las exportaciones de petróleo del país de la OPEP aumentaron por segundo año consecutivo, proporcionando ingresos para contribuir al crecimiento económico.

PDVSA, sancionada por Estados Unidos, y sus empresas conjuntas exportaron un promedio de 772,000 barriles por día el año pasado, la mayor cantidad desde 2019, cuando las sanciones energéticas fueron impuestas por primera vez por Washington, según datos de movimiento de buques e informes de envío de la compañía.

El efecto Trump

Los avances podrían estar en peligro después de que el presidente electo Donald Trump asuma el cargo. En su primer mandato, Trump impuso sanciones estrictas a Venezuela y ha seleccionado a funcionarios que podrían buscar recortar las importaciones estadounidenses de petróleo venezolano.

La administración del presidente saliente, Joe Biden, dio incentivos para fomentar unas elecciones presidenciales en Venezuela, pero después de que no se garantizaran las condiciones básicas para una votación justa, puso fin a una amplia licencia para el sector energético, emitiendo en su lugar licencias individuales a los exportadores.

Gran parte de las ganancias de exportación del año procedieron de los envíos de crudo venezolano a EEUU por parte de Chevron, en virtud de una licencia en vigor desde principios de 2023. Esa licencia ha permitido al productor recuperar millones de dólares de deuda pendiente con Venezuela.

China es el principal receptor

En total, las exportaciones de petróleo de Venezuela a EEUU se dispararon un 64% hasta unos 222.000 bpd el año pasado, convirtiéndose en su segundo mercado de exportación por detrás de China, que se llevó 351.000 bpd, un 18% menos que el año anterior.

Las autorizaciones de EEUU a productores europeos como Eni, Repsol y Maurel & Prom también aumentaron las exportaciones a Europa, que casi se triplicaron hasta 75.000 bpd el año pasado.

Las exportaciones a la India aumentaron hasta 63.115 bpd en 2024, frente a los 10.300 bpd del año anterior, según los datos.

Sanciones a exportaciones

El año pasado, Venezuela sufrió frecuentes paradas de sus refinerías, por lo que las exportaciones de crudo y combustible a su aliado político Cuba, que atraviesa una grave crisis energética, cayeron a 32.000 bpd, frente a los 56.000 bpd del año anterior.

Las exportaciones mensuales totales disminuyeron a 756.000 bpd en diciembre, desde un máximo de 974.000 bpd en noviembre, ya que uno de los cuatro mejoradores de crudo de PDVSA tuvo problemas operativos, mostraron los documentos.

Las importaciones de Venezuela de combustible y diluyentes clave para producir grados de crudo exportables aumentaron a unos 92.000 bpd desde 60.000 bpd en 2023, principalmente a través de canjes autorizados por EEUU con sus socios y clientes productores de petróleo, según los datos.

La producción de crudo del país aumentó un 17% hasta 914.000 bpd en los 11 primeros meses de 2024, según las cifras comunicadas a la OPEP, frente a unos 780.000 bpd en el mismo periodo de 2023.

Termap exporta el 32% del crudo producido en Argentina

En el marco de la audiencia pública del proyecto de GNL en Río Negro, el gerente general de Termap, Daniel Zucas, destacó el rol estratégico de la empresa en la industria petrolera argentina.

Con terminales en Comodoro Rivadavia, Chubut, y Caleta Olivia, Santa Cruz, la compañía ha consolidado su posición como un actor esencial en la logística de hidrocarburos en el país. “Treinta años de trayectoria, 7.196 operaciones de embarque, un volumen embarcado de 438 millones de barriles y, hoy por hoy, el 32% del petróleo producido en la Argentina es embarcado por nosotros”, resumió Zucas.

Cómo opera Termap

Las operaciones de Termap abarcan desde la recepción y almacenamiento hasta el embarque del petróleo producido en la cuenca del Golfo San Jorge. El crudo llega a las instalaciones a través de oleoductos y es sometido a medición fiscal automatizada antes de ser almacenado en tanques especializados. Posteriormente, mediante bombas y oleoductos submarinos, se transfiere a buques tanque, tanto para el mercado interno como externo.

Zucas explicó en detalle el funcionamiento de la monoboya, el dispositivo que conecta los oleoductos submarinos con los buques. Este sistema, diseñado para ofrecer resistencia mínima al viento, incluye mangueras submarinas y flotantes que garantizan una transferencia eficiente del crudo. Además, señaló que este modelo operativo tiene similitudes con otros proyectos offshore en desarrollo.

Compromiso con la seguridad operacional

La seguridad es un pilar central en las actividades de Termap. La compañía opera bajo un marco regulatorio establecido por la Secretaría de Energía y Prefectura Naval Argentina, además de normas portuarias específicas para garantizar la operatividad de las embarcaciones.

Zucas destacó que Termap utiliza un sistema de nominación propio para evaluar la aptitud técnica de los buques y que cada procedimiento, desde el amarre hasta la carga, está meticulosamente diseñado para minimizar riesgos.

El monitoreo en tiempo real de las operaciones es otra de las fortalezas de la compañía. La telemetría permite supervisar variables críticas como presión, temperatura, caudal y condiciones meteorológicas, con la posibilidad de interrumpir el proceso de carga en cualquier momento si se detectan irregularidades. La empresa también implementa tecnologías avanzadas, como mangueras de doble carcasa y sistemas de prevención de aumento de presión, para garantizar la integridad de las operaciones.

Preparación ante emergencias

Termap realiza inspecciones periódicas para evaluar el estado de sus activos submarinos. Estas incluyen estudios de corrosión, batimetría y sedimentación para asegurar la estabilidad del oleoducto y su entorno. Además, se emplean herramientas inteligentes que viajan dentro de las tuberías para detectar posibles anomalías.

La vigilancia constante con cámaras térmicas, ópticas y radares permite prevenir acciones de terceros que puedan comprometer la seguridad operativa. Asimismo, los remolcadores y lanchas juegan un rol clave en el mantenimiento y maniobras asociadas a la monoboya, asegurando un soporte integral durante las operaciones.

En cuanto a emergencias, Zucas subrayó que la empresa cuenta con planes aprobados por Prefectura Naval Argentina, personal altamente capacitado y equipos especializados. “Hay que trabajar con altos estándares para minimizar la probabilidad de falla, pero también estar preparados para minimizar el impacto de cualquier eventualidad”, señaló.

Certificaciones y sostenibilidad

Termap opera bajo estrictas certificaciones nacionales e internacionales, incluyendo normas ISO de calidad y medio ambiente. Además, sus instalaciones offshore están certificadas por el reconocido ente American Bureau of Shipping (ABS), lo que refuerza el compromiso de la compañía con la sostenibilidad.

Zucas enfatizó que la industria petrolera puede convivir en armonía con el medio ambiente cuando se aplican estándares operativos de primer nivel. “Hoy por hoy la industria tiene altos estándares y convive en armonía con el medio ambiente, con la flora y con la fauna”, afirmó.

PCR invertirá 120 millones de dólares en Llancanelo y Llancanelo R

En el marco del Plan Andes, Mendoza autorizó la cesión de las concesiones de explotación sobre las áreas Llancanelo y Llancanelo R a Petroquímica Comodoro Rivadavia S.A. (PCR). Este importante paso consolida un proceso ordenado y transparente, en el que se consideró todos los aspectos técnicos, ambientales y económicos necesarios para garantizar la continuidad operativa y el desarrollo sostenible del área.

El compromiso de inversión de PCR para las áreas Llancanelo y Llancanelo R podría alcanzar un total de 120 millones de dólares, condicionado al éxito de las actividades proyectadas en el área.

De este monto, más de 56 millones de dólares corresponden a inversiones en firme, que incluyen la perforación de 3 nuevos pozos en 2025, de un total de 13 perforaciones para los próximos 5 años, la reactivación de pozos inactivos y la implementación de tecnologías avanzadas para optimizar la producción.

Actualmente, el área produce 260 metros cúbicos diarios, y el plan de PCR prevé incrementar esta producción en el corto plazo.

Adicionalmente, el plan prevé actividades contingentes, como la construcción de una planta de tratamiento de crudo y un ducto de transporte, que se ejecutarán dependiendo de los resultados positivos en las fases iniciales.

“Este plan no solo asegura la continuidad operativa, sino que establece bases sólidas para un incremento significativo de la producción en los próximos años”, destacó el director de Hidrocarburos de Mendoza, Lucas Erio.

La importancia del crudo pesado

Llancanelo es un área estratégica tanto para la provincia como para la industria hidrocarburífera, reconocida por su producción de crudo pesado, un recurso de alta demanda en el mercado actual. “El área produce crudo pesado, que hoy es muy demandado por las refinerías para ‘cortar’ el crudo liviano proveniente de diversas áreas de la cuenca neuquina”, detalló Erio.

Este tipo de petróleo, aunque presenta desafíos significativos en términos de costos y complejidad operativa, es crucial para equilibrar las características de los diferentes crudos extraídos en la cuenca neuquina, que son procesados y refinados principalmente en la refinería de Luján de Cuyo.

PCR implementará tecnologías específicas, como calentadores de fondo (CAF) y geo navegación, para enfrentar los retos asociados a la extracción y el transporte de este tipo de petróleo. Estas medidas no solo garantizan una producción más eficiente, sino que también posicionan al área como un actor clave en la industria hidrocarburífera nacional.

Incentivos que potencian el desarrollo

Reconociendo los altos costos operativos del crudo pesado, la provincia de Mendoza otorgó en 2019 un incentivo clave: una reducción en las regalías del 12% al 6%, más un 3% correspondiente al canon del CEP, en el marco del Decreto 977/2019. Este beneficio está directamente vinculado a la implementación de planes de inversión y tecnología de extracción avanzada, como la perforación de pozos horizontales.

Esta política fiscal ha tenido un impacto significativo, permitiendo que la empresa reinvierta en el desarrollo del área, generen derrame económico y aseguren un crecimiento sostenido de la producción. En este contexto, YPF desarrolló un ambicioso plan de inversiones en los últimos años, que logró un notable aumento en la producción y sentó las bases para el desarrollo del área.

El compromiso de PCR

Hoy, PCR asume el desafío de continuar con este crecimiento y se ha comprometido a redoblar la apuesta, superando los logros alcanzados y proyectando un futuro aún más prometedor para Llancanelo.

Por otro lado, la sostenibilidad ambiental es una prioridad en el desarrollo del área Llancanelo. El compromiso asumido por PCR asegura que las operaciones continuarán realizándose bajo estrictos estándares que garantizan un equilibrio entre la explotación y la protección del entorno natural. Este enfoque asegura que las actividades hidrocarburíferas sean compatibles con las metas de desarrollo sostenible de la provincia.

“La cesión de las áreas Llancanelo y Llancanelo R a PCR no solo asegura la continuidad de las operaciones, sino que proyecta un futuro prometedor para la región. Con una inversión firme y un plan estratégico, la provincia se posiciona como un referente en la explotación de crudo pesado, maximizando el rendimiento de sus recursos y fortaleciendo su sector energético”, recalcó Erio.

YPF es el principal exportador de petróleo de Argentina

A partir de la aceleración en el desarrollo de Vaca Muerta, la puesta en marcha de obras de infraestructura de transporte y la consolidación de las ventas a Chile, YPF se convirtió en la principal empresa exportadora de petróleo de Argentina.

Desde junio 2024, la compañía encabeza el ranking de envíos de crudo al exterior. Según los resultados presentados, las exportaciones de petróleo Medanito aumentaron en el tercer trimestre, promediando los 40.000 barriles día, lo que representa un crecimiento del 37% respecto al segundo trimestre y un 111% respecto al período anterior.

El volumen exportado por YPF representa un 15% de la producción total de la compañía y generó ingresos por 200 millones de dólares en el período.

El principal país de destino de exportación fue Chile, gracias a la puesta en marcha el Oleoducto Trasandino luego de 17 años de estar fuera de servicio. Las ventas a ese país se componen mayormente de crudo de Vaca Muerta, donde la compañía incrementó un 36% su producción interanual neta en el tercer trimestre.

En caso del petróleo de la Cuenca Austral, además de Chile, se suman Estados Unidos y Holanda como destinos, en este caso vía transporte marítimo.

El crecimiento de YPF de la mano del shale

En el tercer trimestre de 2024, YPF registró un fuerte incremento del 36% en la producción de petróleo en Vaca Muerta en comparación con el mismo período del año anterior.

Esta expansión posicionó la producción de shale en un promedio de 126 mil barriles por día, lo que representa un 49% de la producción total de petróleo de la compañía.

Además, implica un aumento de 11% con respecto al trimestre anterior refuerza el ritmo de crecimiento sostenido de esta fuente de hidrocarburos, consolidándose como uno de los pilares clave en la estrategia de la petrolera.

Para respaldar este crecimiento, YPF realizó inversiones por 1353 millones de dólares, de los cuales más del 70% se destinaron a actividades en el segmento upstream, principalmente a perforación y workover en áreas no convencionales como Vaca Muerta.

La compañía realiza este año una de las campañas más importantes de pozos de su historia en la ventana de petróleo, con la intención de aumentar la producción de la Cuenca Neuquina.

Este objetivo forma parte del plan 4×4, que busca posicionar a YPF como exportadora de crudo de la mano de proyectos estratégicos como los oleoductos Vaca Muerta Norte y Sur.

Oldelval avanza a paso firme hacia el aumento de la capacidad de transporte del shale oil

Oleoductos del Valle S.A (Oldelval) alcanzó un hito significativo en el Proyecto Duplicar al finalizar la soldadura de los tubos del nuevo oleoducto. Este avance marca un paso fundamental hacia el incremento de la capacidad de transporte de crudo, previsto para diciembre de este año.

Con la finalización de esta etapa, el ducto ha sido construido en su totalidad a lo largo de los 525 kilómetros existentes entre la Estación de Bombeo Allen, en Río Negro y Puerto Rosales, en Buenos Aires.

La tarea de Oldelval

La construcción del ducto implicó más de 3.200.000 pulgadas soldadas, con un promedio de 60 soldadores trabajando durante 400 días, acumulando un total de 192000 horas dedicadas a la soldadura.

Se utilizaron diferentes métodos de soldadura por arco con electrodo revestido (SMAW), Soldadura por arco sumergido (SAW) y Semiautomático combinando robustez, fiabilidad y velocidad de producción siendo parte además una planta de Doble Junta que agiliza el trabajo en línea. Estos procesos se llevaron a cabo bajo estrictos procedimientos operativos y estándares de seguridad, lo que permite dar confiabilidad e integridad al proyecto.

El Proyecto Duplicar no solo es una obra de infraestructura vital para el país, sino que también enfrenta desafíos técnicos significativos. La recepción de la cañería en un contexto complicado para las importaciones y las diversas condiciones del terreno, que va desde áreas rocosas hasta zonas anegadas y cruces de cauces de agua, fueron algunos de los obstáculos superados.

Además, se implementaron técnicas avanzadas de perforación direccional horizontal (HDD) para realizar cruces especiales, minimizando el impacto ambiental y garantizando la integridad de la infraestructura.

Con la finalización de esta etapa clave, Oldelval se prepara para avanzar hacia las siguientes fases de construcción, que incluyen el montaje de válvulas, la construcción de obras civiles y las pruebas hidráulicas.

Sobre el Proyecto Duplicar

El Proyecto Duplicar de Oldelval es una importante obra de infraestructura de transporte que, con su puesta en marcha, impulsará el desarrollo sostenible de la Cuenca Neuquina y de Vaca Muerta y permitirá aumentar las exportaciones de crudo del país.

Tiene como objetivo aumentar de forma permanente la capacidad de transporte desde la Cuenca Neuquina hacia el Atlántico para acompañar el crecimiento de producción de Vaca Muerta. Llevará de 36.000 m3/día de crudo a 86.000 m3/día, es decir, 50.000 m3/día barriles de petróleo adicionales por día.

Con la obra en funcionamiento, se podrán exportar 310.000 barriles por día, otorgar previsión a las compañías productoras, y generar ingresos significativos para la Argentina.

La AIE estima un año estable para los precios del petróleo

La Agencia Internacional de Energía (AIE) prevé que habrá estabilidad en los precios del petróleo a lo largo de este año con nuevos ingresos en la oferta que permitirán cubrir el crecimiento de la demanda.

El consumo mundial crecerá este año a 1,2 millones de barriles diario, un ritmo “significativamente más débil” que el alza del año pasado.

Esto se debe a la desaceleración del crecimiento de China, el principal consumidor mundial, según afirmó el director ejecutivo de la AIE, Faith Birol, en declaraciones citadas por la agencia Bloomberg.

El alza en la demanda no resultará en un crecimiento de los precios pues crecerá también la producción, particularmente desde países de América como Estados Unidos, Canadá, Brasil y Guyana.

“Este crecimiento es más que suficiente para cumplir con la demanda mundial. Así que, en caso de que no sucedan grandes tumultos geopolíticos o eventos climáticos extremos, esperamos una evolución moderada de los precios durante 2024”, agregó Birol, quién se encuentra en Paris en una reunión de la AIE donde participan más de 30 ministros de energía.

Los titulares de las carteras de Colombia, Costa Rica, Egipto, Singapur y Ucrania, entre otros, participan del evento que conmemora el 30º aniversario del organismo, y en donde se abordará, entre otros temas, el financiamiento de la transición energética, según detalló la agencia AFP.

En las últimas semanas los precios del crudo rondaron los US$ 80 el barril en el mercado londinense.

El buen caudal de oferta compensa los temores por mayores conflictos en Medio Oriente y los recortes en la producción realizados por la Organización de Países Exportadores de Petróleo y sus aliados (OPEP+).

Birol advirtió sobre la posibilidad de que el cártel petrolero realice nuevos recortes para elevar los valores del barril.

El grupo petrolero aplicó una reducción de 900.000 barriles diarios para este trimestre.

Arabia Saudita manifestó que esta medida podría ser prolongada el mes próximo para el segundo trimestre.

“La inflación es un riesgo para la economía global, especialmente en los países emergentes. Necesitamos evitar acciones que alimenten la inflación, como la suba en los precios de la energía”, remarcó Birol.

Las políticas de producción no son el único punto de desacuerdo entre la AIE y la OPEP sino también las proyecciones hacia el futuro del mercado petrolero.

Birol reiteró que la estimación de la AIE es que la demanda global de petróleo se amesetará antes de que termine esta década, en la medida que el mundo comienza a abandonar los combustibles fósiles como parte de la transición energética.

“La energía limpia está moviéndose rápido, más rápido de lo que la gente se da cuenta”, manifestó.

Un signo de ello es que la propia Arabia Saudita –integrante de la OPEP- anunció la semana pasada que no avanzará con planes para expandir su capacidad de producción.

No obstante, la OPEP aún no le ve un techo a la demanda.

“Estamos viendo signos positivos de revisiones al alza en algunas partes de la economía global, como Estados Unidos. Creo que hablar de un pico en la demanda es algo que probablemente que está muy lejos”, señaló hoy el secretario general de la organización, Haitham Al Ghais, durante un panel en Dubai.

Las exportaciones de gas aumentaron un 22%

A partir de la inversión en exploración e infraestructura julio registró nuevos incrementos en producción de petróleo y exportación de hidrocarburos. Se alcanzaron los 616 mil barriles diarios de crudo, con un aumento del 27% en exportaciones. Las de gas también crecieron en un 22%.

Tras la reciente inauguración del Tramo I del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK), los datos de la producción y exportación de gas y petróleo correspondientes al mes de julio ratifican el proceso de expansión de la actividad hidrocarburífera en la Argentina.

Al respecto, la secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royon, afirmó: “Las cifras reflejan los resultados de una política energética precisa, que es la que marca el ministro Sergio Massa”.

En concreto, la producción de petróleo en julio de 2023 alcanzó los 616,8 mil barriles/día. Una cifra que representa un incremento de 6,5% en relación al mismo mes del año anterior.

“Las consecuencias de esa política están a la vista: un crecimiento continuo en la producción de petróleo, con un primer semestre que fue el mejor desde el 2009” precisó la secretaria.

La comparación de la producción de petróleo para el segmento enero-julio arroja un saldo positivo: en los primeros siete meses de 2023 la producción fue un 7,1% superior que la del mismo período en 2022. Si se lo mide contra enero-julio de 2015, el incremento asciende hasta el 17,1%.

Para el caso específico de la Cuenca Neuquina el aumento en la producción fue del 13,3% en relación al período enero-julio de 2022. A su vez, esta cifra implica un aumento del 83,1% medido con respecto a 2015.

Estos números también se replican a la hora de analizar el desempeño exportador del rubro: entre enero y julio de 2023 se exportaron 118,7 mil barriles/día, un volumen 27,4 % superior al del mismo período de 2022, y un 172% mayor al del mismo tramo correspondiente al año 2015.

Mientras que en el caso del gas se verificó un desempeño igualmente positivo: se exportaron 7,2 millones de metros cúbicos día en el segmento enero-julio de este año, lo que equivale a un 22,2% por encima de los volúmenes del año anterior. Esto representa un 448% más si se lo mide en comparación al tramo enero-julio de 2015.

Frente a este panorama, Royon hizo hincapié en que los resultados positivos de la política energética, materializados en el incremento sostenido de la producción y en la generación de mayores saldos exportables, se traducen “en generación de más puestos de trabajo, empleo calificado y divisas”. Y agregó: “De la mano de la planificación y el estímulo a la inversión contribuimos a hacer del sector energético un factor de estabilización de la macroeconomía argentina”.

El crudo Medanito ya se exporta a través de Puerto Galván

Trafigura realizó la primera operación de carga de crudo Medanito con destino de exportación a través del Puerto Galván, consolidando un nuevo punto de salida de producción en el polo bonaerense de Bahía Blanca.

Se trata de la exportación de 200.000 barriles que se facilitó por las inversiones en infraestructura realizadas dentro de la Refinería Bahía Blanca de Trafigura, que proporciona una conexión directa a la posta 3 en Puerto Galván.

Para la compañía, que en la Argentina opera la red de estaciones de servicio de la marca Puma, significó “el inicio de un importante proyecto de infraestructura que aumentará la capacidad exportadora de Bahía Blanca y ofrecerá a los productores de Vaca Muerta un nuevo punto de exportación a los mercados internacionales”.

Actualmente el principal polo exportador de crudo de Vaca Muerta es Puerto Rosales, también en el complejo bahiense, que se vincula con la formación neuquina a través de la red de Oleoductos del Valle (Oldelval), que se encuentra en pleno proceso de duplicación de capacidad.

La compañía que es trader global de materias primas energéticas destacó que ofrece al mercado local “un servicio logístico desde el yacimiento hasta el puerto“.

Una vez finalizadas las obras en 2025, las nuevas instalaciones ubicadas en el mismo predio de la Refinería podrán exportar 4,8 millones de barriles por mes, con una capacidad de almacenamiento de 130.000 metros cúbicos.

Además, una vez que se superen las restricciones de calado, también podrán cargar en Puerto Galván los buques Suezmax, con una capacidad de 1 millón de barriles, permitiendo optimizar los despachos y otorgando flexibilidad para poder llegar a otros mercados internaciones.

Adicionalmente, la semana pasada, Trafigura inauguró en Bahía Blanca, una nueva estación de descarga de camiones y con esta instalación -configurada como una de las más modernas de la región-, cuenta con seis puestos de descarga y capacidad para operar hasta 150.000 metros cúbicos mensuales, para ofrecer una alternativa eficiente para el despacho de crudo Medanito.

“Con estas inversiones, nuestro objetivo es reforzar la infraestructura de exportación de Medanito en Argentina, acompañando el crecimiento de Vaca Muerta y ofreciendo una alternativa logística para los productores”, dijo Martín Urdapilleta, Gerente General de Trafigura en Argentina.

El directivo resaltó que como empresa comercializadora de materias primas a nivel mundial, “la función principal es gestionar las cadenas de suministro para hacerlas más eficientes y responsables y, en este caso, conectar a los productores de Medanito con los consumidores”.

En los últimos años, Trafigura se convirtió en el mayor comprador de crudo de Medanito, originando 1,4 millones de barriles de más de 14 productores de los yacimientos de Vaca Muerta desde octubre pasado y alcanzando nuevos mercados en América Latina, Estados Unidos y Europa.

El 4 de agosto retornará la exportación de crudo a Chile

El 4 de agosto se retomará la exportación de crudo a Chile con contratos en firme de la producción de Vaca Muerta, que la empresa YPF realizará a través del Oleoducto Trasandino. Así lo aseguró el ministro de Economía de la Nación, Sergio Massa, en el marco de la inauguración del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK).

“Estas obras que estamos trabajando con YPF nos permitirán exportar crudo. El 4 de agosto empezamos a exportar petróleo crudo a Chile que posibilitará aumentar el transporte a través del oleoducto para aumentar nuestras exportaciones de petróleo“, agregó.

La exportación del crudo producido en Vaca Muerta a Chile comenzó el mes pasado en el marco de un período de puesta a punto del Oleoducto Trasandino por un plazo de 40 días.

El 4 de agosto, por su parte, será la fecha en la que comenzarán las exportaciones de crudo con contratos en firme de las que participarán las empresas YPF, Vista, Shell y Pluspetrol, entre otras compañías.

Massa, en su discurso, sostuvo que la inauguración del primer tramo del GPNK permitirá recorrer el camino no solo de la “soberanía energética” sino que además, la futura ley de GNL -que comenzó a ser analizada en la Cámara de Diputados- posibilitará en el mediano plazo exportar recursos con valor agregado como “vender materia prima con trabajo argentino, que tiene que ser nuestro proyecto como país”.

De esta forma, tras 17 años sin venta de crudo al país vecino, Argentina retomará la exportación de crudo a Chile a través del recuperado oleoducto, desde la planta ubicada en la localidad de Puesto Hernández, en Neuquén, hasta la refinería Bio Bio de la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) de Chile.

El acuerdo inicial firmado a mediados de mayo de este año entre YPF y ENAP contempla la exportación de alrededor de 41.000 barriles diarios, lo que representarán ingresos para el país de entre US$ 2 millones y US$ 2,5 millones por día.

El Oleoducto Trasandino -una empresa cuya titularidad comparten ENAP (36,25%), YPF (36%) y la firma estadounidense Chevron (con 27,75%)- vincula Vaca Muerta con Chile a través de caños de 16 pulgadas y una extensión de 427 kilómetros.

Cuando esté en pleno funcionamiento se podrá transportar 7.500 metros cúbicos de crudo por día, equivalentes a casi 115.000 barriles diarios.

Además, la recuperación de esta traza resulta estratégica para mantener el crecimiento productivo Vaca Muerta, y descomprimir la demanda sobre el transporte del Oleoducto del Valle (Oldelval) que conecta la cuenca neuquina con Puerto Rosales, en la zona de Bahía Blanca.

En su momento, la secretaria de Energía, Flavia Royón, dijo que la rehabilitación del Oleoducto Trasandino (Otasa) es “una obra estratégica” debido a que muestra el valor de Vaca Muerta como “motor de crecimiento” y el sendero de desarrollo que está recorriendo la formación neuquina.

Los trabajos para rehabilitar el Oleoducto Trasandino incluyeron el mantenimiento sobre las plantas de bombeo de Puesto Hernández, Pampa de Tril y La Primavera y una exhaustiva verificación del estado de la integridad de la cañería para poder reanudar los envíos