VMOS acelera la obra offshore: ya se construye el ducto submarino

En el Puerto de San Antonio Este empezaron a moverse los primeros caños del ducto offshore de VMOS, el sistema que va a conectar la Terminal Punta Colorada con dos monoboyas ancladas mar adentro. Es el arranque formal de una obra clave para sacar el shale oil de Vaca Muerta.

Son 7 kilómetros de tubería submarina que van a atravesar el lecho marino frente a la costa rionegrina. La compañía ya recibió 721 caños de acero tri-capa de 38 pulgadas, revestidos en hormigón, fabricados en la provincia de Buenos Aires y trasladados por barco desde el puerto de Dock Sud.

Para soldar esos caños en altamar hace falta equipamiento pesado. Llegó también un combifloat, una plataforma modular autoelevable capaz de soportar 400 toneladas de carga con estabilidad aun en condiciones marítimas exigentes, que va a funcionar como base de apoyo para la soldadura offshore.

El buque que va a soldar el ducto en el fondo del mar

El protagonista de esta etapa es el Seminole, un buque factoría especializado en soldar y depositar los caños directamente en el lecho submarino. Es la nave que le va a dar forma definitiva al ducto, tramo por tramo, hasta unir la costa con las boyas de carga.

Cada pieza que llega a Río Negro forma parte de una cadena logística compleja: producción nacional, transporte marítimo y montaje offshore. Para VMOS se trata de una de las obras de infraestructura energética más grandes que se están construyendo hoy en la Argentina.

Mientras el ducto empieza a tomar forma en tierra, la otra mitad del sistema viaja desde el otro lado del mundo. Las dos monoboyas que van a operar como terminal de carga en altamar ya completaron el cruce del estrecho de Ormuz, uno de los pasos marítimos más vigilados del planeta.

Cómo son las monoboyas del VMOS

Se trata de monoboyas tipo Turret CALM Buoy (Catenary Anchor Leg Mooring), fabricadas por la firma neerlandesa Bluewater. Cada una pesa 272 toneladas, mide 15,3 metros de diámetro y 9,3 metros de altura, y va a quedar anclada frente a la costa de Punta Colorada.

Su función es simple de explicar y compleja de ejecutar: van a permitir cargar petróleo directamente a buques VLCC, los de mayor porte, sin necesidad de puerto ni muelle. El sistema de amarre catenario les da estabilidad aunque haya viento, corrientes u oleaje fuerte.

Las boyas están diseñadas para que el buque gire libremente y se acomode solo a las condiciones del mar, algo que reduce la tensión sobre las líneas de amarre. Esa flexibilidad es la que permite operar en altamar con los mismos estándares de seguridad operativa que en un puerto convencional.

El tramo final del viaje hacia Río Negro

Junto a las monoboyas viajan los PLEM, los manifolds submarinos que conectan la tubería de fondo con cada boya. Miden 24 metros de largo, 8,7 de ancho y 6,8 de altura, pesan 220 toneladas y van a quedar apoyados en el lecho marino.

El primer tramo del traslado lo hace el Topaz Ishim, un buque de carga pesada de 123 metros de eslora, con destino a Omán. Ahí va a ocurrir la maniobra más delicada: pasar las monoboyas de un barco a otro, en altamar.

En Omán las esperará el Jumbo Javelin, un buque grúa de 144 metros equipado con dos grúas Huisman que juntas levantan hasta 1.800 toneladas. Va a ser el encargado de trasladar las boyas hasta la costa rionegrina y de instalarlas en su posición final.

Según las estimaciones de VMOS, las monoboyas van a llegar a Argentina a fines de octubre, cuando se complete el tramo final de una obra que combina soldadura submarina, ingeniería naval y meses de navegación entre continentes.

Las monoboyas de VMOS ya cruzaron el Estrecho de Ormuz y van rumbo a Río Negro

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, confirmó un nuevo avance del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS): las dos monoboyas que se van a usar para la operación marítima ya cruzaron el Estrecho de Ormuz y siguen rumbo a la Argentina.

El anuncio lo hizo el propio Marín en sus redes sociales, donde contó que las estructuras avanzan hacia Punta Colorada, en Río Negro, con la llegada prevista para fines de octubre. Ahí se va a completar la parte marina de la obra.

El titular de YPF remarcó que el paso por el estrecho era uno de los tramos más críticos de todo el traslado y aseguró que el cronograma del proyecto sigue en pie pese a esa instancia delicada.

Qué son las monoboyas y para qué sirven

Las monoboyas van a ser una pieza central de la infraestructura pensada para ampliar la capacidad de exportación del petróleo que se produce en Vaca Muerta. Con ellas, la idea es poder cargar buques de gran porte directamente desde el mar.

Una vez terminado el proyecto, la apuesta es contar con mayor capacidad de exportación para transportar y embarcar crudo hacia los mercados internacionales, algo que hoy funciona como uno de los cuellos de botella de la producción neuquina.

“Cada vez falta menos para que todo el potencial de Vaca Muerta se transforme en más producción, más exportaciones y más trabajo para los argentinos”, dijo Marín, en referencia al impacto que espera el proyecto sobre la economía del país.

 

El mapa completo del proyecto VMOS

El proyecto Vaca Muerta Oil Sur contempla la construcción de un oleoducto de 437 kilómetros que va a unir Allen, en Río Negro, con Punta Colorada, ya sobre la costa atlántica. Ahí se suma también una terminal de almacenamiento.

El sistema marítimo con las dos monoboyas va a permitir cargar grandes buques petroleros directamente desde el Golfo San Matías, sin pasar por otros puertos intermedios, lo que agiliza bastante la logística de exportación.

Toda esta infraestructura busca ampliar de forma considerable la capacidad de evacuación del crudo de Vaca Muerta y destrabar uno de los principales límites que enfrenta hoy la formación neuquina para seguir creciendo.

El diseño del sistema contempla una capacidad de transporte de hasta 550.000 barriles diarios, con margen para ampliarse a 700.000, un número que convertiría a Río Negro en un punto clave para las exportaciones de petróleo argentino.

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.

Miguel Galuccio confirmó que el VMOS sigue en plazo y descartó cambios por la crisis en Ormuz

La construcción del VMOS (Vaca Muerta Oil Sur) mantiene su hoja de ruta y continúa avanzando sin modificaciones en los plazos previstos. Así lo aseguró Miguel Galuccio, fundador, presidente y CEO de Vista Energy, quien brindó a los inversores una actualización detallada sobre el mayor proyecto de infraestructura destinado a ampliar la capacidad de exportación de petróleo desde Vaca Muerta.

Durante la presentación de resultados de la compañía, el ejecutivo explicó que la ejecución global de la obra alcanza el 65% y sostuvo que, pese a algunos inconvenientes logísticos derivados del conflicto en Medio Oriente, el desarrollo continúa dentro del cronograma original. La previsión sigue siendo completar el proyecto hacia mediados de 2027.

“La construcción del proyecto VMOS está básicamente progresando muy bien. En general, la ejecución del proyecto hoy está en 65%. El oleoducto está en 82%, el almacenamiento en tierra está en 38% y la terminal offshore en 73%. Proyectamos que la fecha de finalización completa del proyecto será para mediados de 2027″, afirmó Galuccio.

Miguel Galuccio respondió sobre el impacto de las elecciones en Vista Energy,

El impacto del cierre del Estrecho de Ormuz

El único factor que hoy genera un seguimiento especial está vinculado al traslado de una pieza crítica para la terminal marítima. Se trata de la monoboya que deberá instalarse en Punta Colorada, cuyo envío se vio afectado por el cierre del Estrecho de Ormuz, una de las rutas marítimas más relevantes para el comercio mundial.

Sin embargo, Galuccio transmitió tranquilidad respecto del impacto que esa situación podría tener sobre la obra y aclaró que el equipo técnico ya trabaja en distintas alternativas para evitar que el inconveniente altere el calendario previsto para el proyecto.

“El envío de un componente muy específico como la monoboya se está viendo afectado por el cierre del Estrecho de Ormuz. El equipo de VMOS está analizando distintas alternativas para resolver ese tema. Pero el proyecto se mantiene en cronograma”, sostuvo.

El CEO de Vista también descartó que esa situación obligue a modificar el esquema logístico previsto para evacuar la producción de Vaca Muerta. Según indicó, la planificación original continúa vigente y no será necesario recurrir a un mayor transporte por camiones.

Una obra clave para las exportaciones de petróleo

Tal como informó +e, durante una reunión de la Comisión de Energía y Combustibles de la Cámara de Diputados, Maia Goldin, gerenta de Estrategia de YPF, repasó el estado del proyecto y destacó que la iniciativa ya supera el 70% de ejecución.

La ejecutiva recordó que el VMOS permitirá concretar la primera carga de petróleo desde la terminal de aguas profundas de Punta Colorada entre fines de este año y comienzos del próximo, con una capacidad inicial de exportación de 180.000 barriles diarios.

“El VMOS nos va a permitir exportar, en lo que nosotros llamamos first oil o la primera carga, que va a estar para fin de este año o principios del año que viene, 180.000 barriles por día de petróleo“, explicó Goldin durante su exposición.

La planificación contempla una ampliación gradual del sistema. Con mejoras en la producción, el ducto podrá transportar hasta 550.000 barriles diarios durante el tercer trimestre del próximo año y alcanzar una capacidad potencial de 700.000 barriles diarios a partir de 2028.

El VMOS ya tiene su primera soldadura

El proyecto que cambiará la logística de Vaca Muerta

El VMOS demanda una inversión cercana a 3.000 millones de dólares y es desarrollado por un consorcio integrado por YPF, Vista, Pan American Energy, Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol, Shell y Tecpetrol. La obra unirá el corazón productivo de Vaca Muerta con una nueva terminal marítima en Punta Colorada, preparada para operar buques VLCC de gran porte.

Para la industria, el nuevo sistema permitirá eliminar una de las principales restricciones que hoy enfrenta el crecimiento del shale argentino: la capacidad de evacuación del crudo. Según las estimaciones de YPF, la infraestructura podría generar exportaciones por U$S 15.000 millones anuales hacia 2030 y superar los U$S 20.000 millones en los años siguientes.

Horacio Marín confirmó que YPF no bajará el precio de sus combustibles

La discusión sobre el precio de los combustibles volvió a instalarse luego de que el Brent registrara una baja respecto de los máximos alcanzados durante la tensión en Medio Oriente. Sin embargo, para YPF todavía no están dadas las condiciones para trasladar esa caída de manera inmediata al surtidor.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, sostuvo que el mercado energético aún atraviesa un escenario excepcional. Según explicó, el valor del barril no puede analizarse de forma aislada porque los combustibles refinados siguen cotizando por encima de lo que reflejaría únicamente el precio del crudo.

“El precio del barril de petróleo no está estabilizado. Lo que ocurrió con el Estrecho de Ormuz generó una escasez no solamente de crudos, sino también de productos destilados, como las naftas. Por eso hoy esos precios siguen mucho más altos”, afirmó en diálogo con Radio Rivadavia.

El impacto del mercado internacional sobre los combustibles

Marín explicó que la crisis generada por las amenazas sobre el Estrecho de Ormuz alteró el funcionamiento habitual del mercado energético. A su entender, el encarecimiento de las naftas y del diésel respondió a problemas de oferta que todavía no terminaron de normalizarse, aun cuando el petróleo retrocedió.

En ese marco, el ejecutivo remarcó que YPF mantiene una política de amortiguación de precios que evita trasladar automáticamente cada movimiento del mercado internacional a los consumidores. Esa estrategia, dijo, busca reducir la volatilidad sin recurrir a controles o regulaciones estatales.

“Nosotros dijimos que íbamos a hacer un buffer. No nos parecía que la gente, por un tema de oferta y demanda, tuviera que seguir soportando aumentos. Lo subimos más despacio y también lo bajamos más despacio”, aseveró.

Horacio Marín brindó detalles del plan de YPF para vender las áreas maduras.

La estrategia de YPF para recuperar el atraso

Según Marín, ese mecanismo también implica que, cuando las condiciones del mercado cambian, la empresa recupere parte del esfuerzo realizado durante los períodos de mayores costos internacionales. De esa manera, aseguró, se preserva el equilibrio económico sin afectar la competitividad del sector.

El presidente de YPF advirtió que una política distinta podría terminar perjudicando las inversiones que hoy impulsan el desarrollo de Vaca Muerta. En ese sentido, insistió en que el esquema aplicado evita distorsiones que terminarían afectando tanto a la compañía como a toda la industria.

“Cuando baje el precio, voy a recuperar lo que te ayudé, porque si no sería una regulación. Y si hay regulación, no hay inversiones en Vaca Muerta. Lo que hicimos en Argentina me parece que está muy bien hecho”, consideró.

Por qué todavía no llegó el momento de bajar las naftas

Horacio Marín también comparó la situación argentina con la de otros mercados internacionales y señaló que, pese a la volatilidad reciente, los valores locales permanecen por debajo de los registrados en varios países europeos, donde los consumidores pagan precios considerablemente más altos por los combustibles.

El CEO sostuvo que el objetivo es alcanzar un punto de equilibrio antes de aplicar una reducción en los surtidores. Mientras tanto, explicó que la compañía continúa monitoreando la evolución del mercado internacional y, especialmente, el comportamiento de los precios de los productos refinados.

“Todavía no llegamos al valor del equilibrio para bajar el precio de la nafta. Con estos precios internacionales, ese momento se dilata más”, destacó.

La OPEP recorta otra vez su previsión de demanda de petróleo por la crisis en Medio Oriente

La OPEP volvió a corregir sus proyecciones para el mercado petrolero mundial. En su informe mensual redujo por tercera vez consecutiva la estimación de crecimiento de la demanda mundial de petróleo para 2026, que ahora calcula en 780.000 barriles diarios, una señal de que el escenario internacional continúa marcado por la incertidumbre.

El nuevo ajuste refleja el impacto que dejó el conflicto entre Irán y Estados Unidos, que alteró durante varios meses el funcionamiento del Estrecho de Ormuz, una de las rutas marítimas más importantes para el transporte de crudo. Aunque la producción comienza a normalizarse, las tensiones en la región siguen condicionando las perspectivas del mercado.

Pese a esta revisión, la organización mantiene una visión menos pesimista que otros organismos, como la Agencia Internacional de la Energía. La OPEP considera que el consumo global resistió mejor de lo esperado durante la crisis y sostiene que la actividad económica podría fortalecerse durante la segunda mitad del año.

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Un escenario todavía condicionado por Medio Oriente

En el informe, la organización afirmó que el crecimiento de la economía mundial durante el primer semestre de 2026 mostró una resiliencia mayor a la prevista. También señaló que una eventual reducción de las tensiones geopolíticas podría convertirse en un factor positivo para la demanda energética en los próximos meses.

La entidad sostuvo que, si los mercados energéticos y los flujos comerciales recuperan estabilidad, el crecimiento económico mundial podría acelerarse. Esa expectativa explica que, mientras reduce la previsión para 2026, haya decidido mejorar el pronóstico correspondiente a 2027.

La nueva proyección implica un recorte respecto de la estimación anterior, que ubicaba el aumento de la demanda de petróleo en 970.000 barriles diarios para este año. En cambio, para 2027 la organización ahora espera un crecimiento de 1,94 millones de barriles diarios, unos 210.000 barriles más que en su cálculo previo.

La producción comienza a recuperarse

El informe también analiza la evolución de la oferta. La alianza OPEP+, integrada por los países miembros de la organización y productores asociados como Rusia, había acordado aumentar gradualmente la producción desde abril. Sin embargo, el cierre del Estrecho de Ormuz impidió cumplir con las cuotas previstas durante varios meses.

Con el acuerdo de paz transitorio entre Irán y Estados Unidos, parte de la producción del Golfo Pérsico comenzó a restablecerse. No obstante, los nuevos episodios militares registrados en las últimas semanas volvieron a generar preocupación sobre la continuidad de los envíos de crudo desde la región.

Según datos de fuentes secundarias utilizadas por la organización, la producción de la OPEP+ alcanzó en junio un promedio de 36,28 millones de barriles diarios, cerca de 3 millones de barriles por encima del nivel registrado en mayo. El informe también recuerda que las cifras de mayo incluyeron por última vez a Emiratos Árabes Unidos, país que abandonó oficialmente la OPEP y la alianza OPEP+ el 1 de mayo.

La caída del Brent pone a prueba la competitividad de Vaca Muerta

Estados Unidos e Irán le pusieron fin al conflicto de Medio Oriente y aliviaron la tensión al mercado energético. La expectativa de una reapertura gradual del Estrecho de Ormuz provocó una fuerte caída en la cotización del petróleo, pero abrió interrogantes sobre el futuro de Vaca Muerta.

Durante los últimos meses, la guerra había impulsado una escalada en los precios del Brent, que llegó a superar los 110 dólares por barril. El temor a interrupciones en el tránsito marítimo por uno de los corredores energéticos más importantes del planeta había incorporado una fuerte prima de riesgo geopolítico a los mercados internacionales.

En ese contexto, el anuncio realizado por el presidente estadounidense, Donald Trump, generó un alivio inmediato entre operadores e inversores, que comenzaron a descontar un escenario de mayor estabilidad para el comercio global de hidrocarburos.

Un nuevo escenario para el mercado petrolero

La reacción de los mercados fue contundente. El Brent retrocedió cerca de un 5% en una sola jornada y acumuló una caída superior al 23% respecto del máximo registrado apenas un mes atrás. Sin embargo, todavía persisten dudas sobre la velocidad con la que se normalizará completamente el tráfico marítimo en la región.

Aunque el acuerdo contempla la reapertura del corredor marítimo, diversas fuentes vinculadas al sector naviero advirtieron que todavía quedan pendientes tareas de verificación de seguridad y acondicionamiento de las rutas comerciales antes de recuperar plenamente los niveles de actividad previos al conflicto.

En este marco, Daniel Dreizzen, titular de Aleph Energy, explicó que la incertidumbre ahora se trasladó hacia la evolución futura del precio internacional del crudo, un factor clave para los proyectos energéticos de gran escala.

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“Del pico de 110 dólares por barril de hace apenas un mes, el precio bajó 23%. Por ahora no hay tráfico significativo por el Estrecho. El principal dilema es saber si volverá a los valores previos a la guerra o si quedó instalada una nueva prima de riesgo geopolítico”, sostuvo el especialista.

La respuesta a esa pregunta resulta determinante para la industria hidrocarburífera argentina. Durante los últimos años, Vaca Muerta logró consolidarse como uno de los desarrollos más competitivos del mundo gracias a la mejora de la productividad y la reducción de costos operativos.

Sin embargo, la rentabilidad de muchos proyectos continúa estrechamente vinculada a la evolución del precio internacional del petróleo. Un escenario de valores elevados favorece la expansión de inversiones, mientras que una caída prolongada obliga a revisar planes de desarrollo y cronogramas de perforación.

Vaca Muerta y el dilema del Brent

A pesar de la baja reciente, los especialistas consideran que el actual nivel de precios todavía resulta favorable para la actividad en la formación neuquina. Los 80 dólares por barril que actualmente registra el Brent continúan ubicándose por encima de los umbrales considerados necesarios para sostener la expansión del shale argentino.

“Para las inversiones en Vaca Muerta, un petróleo de 80 dólares por barril sigue siendo muy competitivo. Un precio de 65 dólares ya se acerca demasiado al breakeven o punto de equilibrio para desarrollar nuevos proyectos”, explicó Dreizzen.

El análisis cobra relevancia porque las principales operadoras que trabajan en Vaca Muerta vienen ejecutando programas de inversión multimillonarios orientados a incrementar la producción de petróleo y aprovechar la creciente capacidad de evacuación que aportarán las nuevas obras de infraestructura.

En ese marco, un descenso moderado de los precios no modificaría significativamente los planes ya aprobados. Sin embargo, una caída sostenida hacia niveles cercanos a los 65 dólares podría obligar a las empresas a reevaluar proyectos marginales o desarrollos con menores márgenes de rentabilidad.

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El desafío para los proyectos de GNL

La evolución del conflicto también tiene implicancias para el mercado internacional del gas. El acuerdo entre Washington y Teherán provocó una reducción de los precios europeos, que durante la crisis habían experimentado fuertes incrementos por temor a restricciones en la oferta energética global.

Para Argentina, el comportamiento de esa variable resulta especialmente relevante debido a los proyectos de Gas Natural Licuado (GNL) que buscan monetizar la producción de Vaca Muerta mediante exportaciones hacia mercados internacionales.

“Si el precio internacional del gas volviera a ubicarse por debajo de los 10 dólares por millón de BTU, los grandes proyectos argentinos de GNL enfrentarían una fuerte exigencia en términos de competitividad”, consideró Dreizzen.

La advertencia se produce en momentos en que diferentes iniciativas vinculadas a la exportación de gas avanzan en etapas decisivas de desarrollo. Los proyectos contemplan inversiones multimillonarias y horizontes de recuperación de largo plazo, por lo que la estabilidad de los precios internacionales constituye un factor central para garantizar su viabilidad económica.

Vaca Muerta gana protagonismo global mientras crece la tensión en el Estrecho de Ormuz

La escalada del conflicto en Medio Oriente volvió a poner bajo presión al mercado energético internacional y reactivó el interés por nuevas fuentes de abastecimiento fuera de las regiones más expuestas. En este marco, Vaca Muerta apareció nuevamente como uno de los principales polos de crecimiento para la producción mundial de petróleo y gas.

La consultora Rystad Energy sostuvo que la fragilidad de las cadenas de suministro ligadas al Estrecho de Ormuz aceleró la búsqueda de barriles confiables por parte de empresas y países importadores. Argentina respondió con la apertura de 15 nuevos bloques exploratorios en Neuquén, la mayor licitación provincial desde 2016.

“Argentina está ofreciendo a las compañías internacionales su mejor punto de entrada orgánico a Vaca Muerta en una década. La cuenca está madurando rápidamente y la infraestructura se expande a gran velocidad”, afirmó Jai Singh, Head of US Oil & Gas Research de Rystad Energy.

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Vaca Muerta y el interés de las petroleras internacionales

El informe destacó que la roca madre es actualmente el mayor desarrollo shale abierto a compañías internacionales fuera de Norteamérica. Además, la consultora indicó que la formación ya supera a áreas estadounidenses como Permian, Bakken y Eagle Ford en productividad por pozo en distintas métricas técnicas.

Asimismo, Rystad Energy proyectó que la producción de shale oil podría superar el millón de barriles diarios hacia el final de la década. El crecimiento esperado se apoya tanto en la calidad geológica del recurso como en el avance de obras de infraestructura vinculadas a evacuación y exportación.

“Para quienes perdieron la primera ola de desarrollo, esta es la oportunidad que estaban esperando. Los términos de la licitación están diseñados para atraer operadores con experiencia en shale norteamericano”, señaló Singh al analizar el nuevo proceso impulsado por la provincia de Neuquén.

Los 15 bloques ofrecidos a través de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) abarcan distintas regiones de la formación, desde zonas ricas en condensados hasta áreas con predominio petrolero y sectores considerados todavía de frontera exploratoria. La diversidad geológica es uno de los factores que más interés despertó entre operadores locales e internacionales.

Vaca Muerta sigue creciendo.

Los nuevos bloques y las condiciones de inversión

El informe destacó que gran parte de las operaciones realizadas en Vaca Muerta durante los últimos años fueron adquisiciones y acuerdos de participación sobre áreas ya desarrolladas. La nueva ronda abre la posibilidad de acceder a superficie fresca, algo poco frecuente desde la última licitación provincial.

Entre los movimientos recientes mencionados por Rystad apareció la adquisición del 90% del bloque Los Toldos II Oeste por parte de la estadounidense Continental Resources, seguida por su acuerdo de farm-in con activos de Pan American Energy. Para la consultora, estas operaciones reflejan el renovado apetito internacional por el shale argentino.

Vaca Muerta ya rivaliza con la productividad de los mejores sectores de Permian en términos normalizados. Argentina pasó años construyendo silenciosamente ductos y terminales de exportación para convertir esa geología en suministro global”, sostuvo Singh.

Además, Rystad Energy indicó que los costos de equilibrio en las áreas más competitivas oscilan entre 32 y 49 dólares por barril, valores considerados atractivos frente a otros desarrollos shale internacionales. Esa ecuación económica fortaleció el atractivo de los bloques tanto para compañías extranjeras como para operadores ya presentes en Neuquén.

La licitación también contempla distintos mecanismos de competencia entre oferentes, como regalías superiores al mínimo provincial del 15%, compromisos de inversión, bonos de acceso y participación para GyP. El piso establecido para ingresar a cada bloque es de 500.000 dólares.

Los desafíos técnicos y operativos en Neuquén

El informe advirtió que los nuevos participantes deberán enfrentar desafíos geológicos y operativos relevantes para desarrollar con éxito las áreas. Algunas zonas cercanas al frente de deformación presentan mayores complejidades estructurales y requerirán experiencia específica en fallas, estrés de roca y variabilidad de landing zones.

Rystad Energy también remarcó que la construcción de una red local de proveedores y equipos técnicos en Neuquén se volvió un factor decisivo dentro de Vaca Muerta. La experiencia operativa y el conocimiento regional pasaron a ser elementos diferenciales para reducir riesgos y acelerar desarrollos.

“Esta ronda marca el momento en que el principal shale no estadounidense invita formalmente al mundo a participar. La combinación entre recurso, infraestructura y potencial exportador cambió la posición de Vaca Muerta dentro del mercado energético global”, aseveró Singh.

SLB y Baker Hughes proyecta que la guerra en Medio Oriente impulsa nuevas apuestas petroleras

Las principales compañías de servicios petroleros, SLB y Baker Hughes, aseguraron que esperan una suba en el gasto en exploración y producción de petróleo, luego de la crisis generada en Medio Oriente. Las empresas consideran que la tensión internacional expuso la necesidad urgente de ampliar la oferta energética.

El conflicto entre Israel, Estados Unidos e Irán afectó cerca del 20% del petróleo que normalmente circula por el Estrecho de Ormuz, una vía estratégica para el comercio mundial. Además, se interrumpieron unos 9 millones de barriles diarios, lo que provocó una fuerte reacción en Asia y Europa.

La situación también reinstaló el debate sobre la seguridad energética, la diversificación de proveedores y la necesidad de desarrollar nuevas reservas. En ese escenario, América del Norte y América Latina aparecen como regiones clave para captar inversiones de corto y mediano plazo.

Más gasto en exploración y producción

El CEO de Baker Hughes, Lorenzo Simonelli, afirmó que existe una creciente necesidad de elevar la inversión upstream para expandir la capacidad global de producción. Según explicó, el mercado necesita nuevas fuentes para responder al aumento sostenido de la demanda mundial.

El ejecutivo también señaló que podría acelerarse la toma de decisiones vinculadas a proyectos de gas natural licuado (GNL) en América del Norte. Estados Unidos y Canadá aparecen como mercados estratégicos para abastecer a Europa y Asia en los próximos años.

Por su parte, el CEO de SLB, Olivier Le Peuch, sostuvo que muchos países priorizarán la diversificación del suministro una vez que disminuya la tensión bélica. Además, proyectó mayores desembolsos en América del Norte, América Latina y mercados offshore de aguas profundas.

Impacto financiero en Medio Oriente

A pesar de las expectativas positivas, el conflicto golpeó los resultados trimestrales de las empresas. SLB informó que sus ingresos en Medio Oriente y Asia cayeron 10%, hasta US$2.690 millones, afectados por restricciones operativas y problemas logísticos en varios países.

Entre los factores mencionados estuvieron la declaración de fuerza mayor de Qatar sobre exportaciones de gas, limitaciones productivas en Irak y dificultades de seguridad en operaciones offshore de la región. La compañía estima además un impacto adicional en el segundo trimestre.

En el caso de Baker Hughes, la facturación en la región retrocedió 19%, hasta US$1.150 millones. Medio Oriente sigue siendo el principal mercado para ambas firmas y representa más de un tercio de sus ingresos trimestrales totales.

Halliburton también alertó por la crisis

Otra gigante del sector, Halliburton, reportó una baja de 12,7% en sus ingresos regionales, afectada por menor actividad en Arabia Saudita y una reducción de servicios de perforación en Qatar. La empresa advirtió que las disrupciones seguirán impactando en el corto plazo.

La firma también explicó que el redireccionamiento de suministros elevó los costos logísticos y encareció materias primas. Esto podría recortar entre 7 y 9 centavos por acción sus ganancias del trimestre actual.

Sin embargo, los analistas ven un escenario más favorable una vez superada la crisis. La consultora Rystad Energy estimó que las reparaciones de infraestructura energética dañada podrían generar hasta US$58.000 millones en demanda futura para el sector.

Proyecciones alcistas para 2027 y 2028

James West, analista de Melius Research, afirmó que esperan una recuperación estacional de la actividad global y un resurgimiento del negocio en Medio Oriente cuando disminuya el conflicto. También prevé años de fuerte crecimiento hacia 2027 y 2028.

Según el especialista, el mercado petrolero cambió estructuralmente tras la crisis, lo que podría sostener precios más altos durante más tiempo. En la misma línea, SLB anticipó que el precio del petróleo se mantendrá por encima de los niveles previos al conflicto.

En resultados corporativos, la utilidad neta de SLB cayó 5,6%, hasta US$752 millones, mientras que Baker Hughes mejoró 12% y alcanzó US$573 millones. Pese al impacto inmediato, las empresas ven una nueva etapa de expansión global.

Trump admitió que la nafta seguirá aumentando hasta noviembre por la guerra con Irán

El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, reconoció que los precios del petróleo y la gasolina podrían mantenerse elevados hasta las elecciones legislativas de noviembre, en una admisión poco habitual sobre el impacto económico y político de la guerra con Irán.

Durante una entrevista televisiva, el mandatario señaló que los valores podrían sostenerse en niveles actuales o incluso subir levemente, lo que marca un cambio respecto de su discurso previo, en el que calificaba el aumento como un fenómeno transitorio.

El reconocimiento llega en un contexto en el que el mercado energético internacional atraviesa una fuerte volatilidad, impulsada por la escalada del conflicto en Medio Oriente y las tensiones en torno al Estrecho de Ormuz.

Suba de combustibles y presión interna

Los datos del mercado reflejan el impacto directo en los consumidores. El precio de la nafta en Estados Unidos superó los 4 dólares por galón durante gran parte de abril, muy por encima de los niveles registrados a comienzos de año.

En febrero, los valores se ubicaban por debajo de los 3 dólares por galón, mientras que en los últimos doce meses no habían superado los 3,25 dólares, evidenciando la magnitud del salto en pocas semanas.

Este escenario comienza a erosionar la percepción pública sobre la gestión económica, en especial en un país donde el costo del combustible tiene un fuerte peso en la vida cotidiana y en la evaluación política.

Trump admitió que la crisis energética podría extenderse hasta las elecciones legislativas de noviembre.

Bloqueo de Ormuz y escalada del conflicto

En paralelo, Trump anunció que la Armada de Estados Unidos avanzará con un bloqueo en el Estrecho de Ormuz, con el objetivo de interceptar embarcaciones que realicen pagos a Irán para transitar por la vía marítima.

La decisión se produjo tras el fracaso de las negociaciones entre ambos países, lo que dejó sin efecto los intentos de alcanzar un acuerdo de paz y profundizó la incertidumbre en la región.

Según precisaron fuentes militares, el alcance del bloqueo se limitará a buques vinculados a puertos iraníes, mientras que el tránsito hacia otros destinos no será interrumpido, en un intento por evitar un colapso total del comercio.

Efecto en el precio del petróleo

El conflicto ya tuvo consecuencias concretas en el mercado. La interrupción parcial del tránsito en el estrecho impulsó una suba cercana al 50% en los precios del petróleo, reflejando el temor a una restricción en la oferta global.

Desde Irán, las autoridades advirtieron que las medidas impulsadas por Washington podrían agravar aún más la situación, con impacto directo en los consumidores estadounidenses.

Incluso, dirigentes iraníes ironizaron sobre la situación y señalaron que los actuales precios podrían resultar bajos en comparación con los niveles que se alcanzarían si se profundiza el conflicto.

Costos políticos y dudas estratégicas

El frente interno también muestra señales de desgaste. La guerra en Medio Oriente afectó la imagen del presidente, con encuestas que reflejan un creciente rechazo de la opinión pública a la intervención militar.

La caída en los niveles de aprobación genera preocupación dentro del Partido Republicano, ante la posibilidad de perder el control del Congreso en las próximas elecciones de medio término.

En ese escenario, legisladores de la oposición cuestionaron la efectividad de la estrategia. Advirtieron que el bloqueo difícilmente logre modificar la postura iraní y podría, por el contrario, intensificar las tensiones.

Un conflicto sin resolución inmediata

Analistas y dirigentes coinciden en que el conflicto no tendrá una resolución rápida. Incluso dentro del oficialismo reconocen que los objetivos en Irán podrían requerir un esfuerzo prolongado en el tiempo.

La falta de una salida clara mantiene en vilo a los mercados y refuerza la incertidumbre sobre la evolución de los precios del crudo y su impacto en la economía global.

Mientras tanto, la administración estadounidense enfrenta el desafío de sostener su estrategia en el plano internacional sin agravar el costo político interno en un año electoral decisivo.