Los mercados que conquistó el litio argentino

Si bien Vaca Muerta es el centro de atención de la industria, la minería es un ariete que avanza a toda velocidad. El 2024 cerró con exportaciones mineras por un total de 4.647 millones de dólares, consolidando al país como uno de los principales proveedores de minerales a nivel mundial. Dentro de este sector, el litio se posicionó como el segundo mineral más exportado, con envíos al exterior por 631 millones de dólares. Así quedó establecido en el informe “Exportaciones Mineras de Argentina”, que elabora la Secretaría de Minería de la Nación.

El dato que contrasta esa ventana es que ese monto representó una caída del 25,7% interanual debido a la baja en los precios internacionales. Pese a esta disminución en valor, el volumen exportado de litio experimentó un aumento del 54%, reflejando un crecimiento en la producción y la demanda global.

Durante diciembre de 2024, las exportaciones de litio alcanzaron los 66 millones de dólares, con una caída del 32,9% interanual en términos monetarios. A pesar de este descenso, el litio logró ubicarse en el segundo puesto entre los minerales más exportados del mes, subiendo un escalón respecto a noviembre. Este comportamiento se explicó, principalmente, por la caída en los precios internacionales del mineral, mientras que la demanda y producción continúan en ascenso.

El mercado del litio

Las exportaciones de litio argentino están concentradas en pocos mercados. En 2024, el 94% de los envíos tuvieron como destino a China, Estados Unidos, Corea del Sur y Alemania.

China lideró las importaciones de litio argentino con el 67% del total, reflejando un crecimiento del 56% interanual en su participación dentro del mercado.

Estados Unidos recibió el 14% de las exportaciones de litio, consolidándose como el segundo destino más importante. Mientras que Corea del Sur representó el 10%, aunque con una caída del 32% interanual.

Asimismo, Japón, que en 2023 tuvo un rol destacado, redujo sus compras en un 85%, cediendo terreno a otros mercados.

El crecimiento de China como destino clave para el litio argentino demuestra la creciente demanda del gigante asiático por este recurso estratégico, fundamental para la fabricación de baterías de vehículos eléctricos y almacenamiento de energía.

Impacto en la industria minera argentina

En tanto, las exportaciones mineras en su conjunto representaron el 5,9% del total de las exportaciones argentinas en 2024, marcando un incremento del 14,4% interanual. Dentro de este rubro, el litio ocupó un rol clave en el desempeño del sector, aunque con una menor incidencia respecto al oro y la plata.

Pese a la caída en el valor de las exportaciones de litio, Argentina sigue consolidándose como un actor estratégico en el mercado global. La expansión de nuevos proyectos y la creciente inversión en infraestructura permitirán potenciar la producción y exportación del mineral en los próximos años.

Puerto Rosales impulsa a Oiltanking: Moody’s elevó la calificación de la compañía

Moody’s Local Argentina asignó una calificación de largo plazo en moneda extranjera de AA.ar con perspectiva estable a las Obligaciones Negociables (ON) Serie IV Clase 1 y Clase 2 de Oiltanking EBYTEM SA. Además, se mantienen las calificaciones previas de emisor en moneda local y extranjera en AA.ar con perspectiva estable.

La sólida posición financiera y operativa de Oiltanking se apoya en la generación de fondos estable y adecuada liquidez; el rol estratégico en el Puerto Rosales, donde circula más del 60% del petróleo crudo del país; y el respaldo de accionistas clave: YPF S.A. (30%) y Oiltanking GmbH (70%).

Además, la compañía se encuentra en pleno desarrollo de un ambicioso plan de expansión en Puerto Rosales, con una inversión estimada de 580 millones de dólares para construir un muelle y seis tanques de almacenamiento. Este proyecto incrementará significativamente la capacidad operativa de la terminal.

Las proyecciones para Oiltanking

Aunque en 2024 el EBITDA fue afectado por incidentes operativos y aumentos en costos, Moody’s anticipa una recuperación robusta. Se espera que el EBITDA alcance los 90 millones de dólares en 2025 y 120 millones de dólares para 2026-2027, con márgenes de hasta el 60%. Adicionalmente, el endeudamiento proyectado se reducirá a 1,5x EBITDA para 2026, tras la culminación del proyecto de expansión.

La compañía enfrenta riesgos relacionados con los incidentes ambientales recientes, como los reportados en las monoboyas Punta Ancla y Punta Cigüeña; presión inflacionaria y cambiaria, que impacta la rentabilidad en dólares; y ejecución del plan de expansión, cuyo éxito es clave para mantener y mejorar su calificación crediticia.

Condiciones

Las nuevas Obligaciones Negociables Serie IV tendrán un valor nominal de hasta 64 millones de dólares, con tasas de interés fijas a licitar. La Clase 1 tendrá un plazo de 36 meses, mientras que la Clase 2 será a 60 meses. Los fondos recaudados se destinarán íntegramente al proyecto de expansión en Puerto Rosales.

  •     Mejoras: Cumplir los tiempos y presupuestos de expansión, reducir el endeudamiento a menos de 2,0x EBITDA y establecer mecanismos de ajuste de tarifas para mitigar riesgos regulatorios.
  •     Deterioros: Retrasos en la expansión, aumento del endeudamiento por encima de 4,0x EBITDA o cambios contractuales adversos.

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.

Las exportaciones de GNL de EEUU tienen su primer declino en 8 años

Las exportaciones de gas natural licuado (GNL) de Estados Unidos se encamina este año a su primer descenso desde que el país comenzó a exportar el combustible hace ocho años. EEUU es el mayor exportador mundial de GNL  y un proveedor clave de gas a Europa tras la invasión rusa de Ucrania. Los precios del gas natural se han mantenido relativamente altos en Europa, ya que el esperado crecimiento de la producción estadounidense en 2024 no se ha materializado y el continente se prepara para una nueva sacudida de los precios del gas a medida que el clima invernal más frío agote existencias.

Los perforadores de gas natural se han beneficiado de la fuerte demanda de exportaciones de GNL, especialmente desde que las sanciones al gas ruso impulsaron la demanda europea de GNL estadounidense.

Los motivos de la caída

Los productores han indexado parte de la producción a los precios mundiales del GNL, por lo que la desaceleración de los flujos de gas a las plantas de exportación de GNL significa que tienen menos incentivos para aumentar la producción.

Desde 2016, cuando la planta Sabine Pass de Cheniere Energy en Luisiana envió su primer cargamento, el gas de alimentación a las plantas aumentó cada año, incluso en 2020, cuando los cierres durante la pandemia del COVID-19 recortaron la demanda de energía.

Las paradas de las plantas de GNL y los retrasos en la construcción de nuevas plantas han reducido la demanda en lo que va de año, según los datos de LSEG.

Cuando quedan sólo 11 días del 2024, la cantidad de gas que fluye a las ocho grandes plantas de exportación de GNL de Estados Unidos se redujo a un promedio de 13.000 millones de pies cúbicos por día (MMpcd) desde un promedio de 13.100 MMpcd en 2023, mostraron los datos de LSEG.

Unos 1.000 millones de pies cúbicos de gas pueden abastecer a unos 5 millones de hogares estadounidenses durante un día.

La disminución anual de la demanda se proyecta a pesar de que la primera nueva instalación de exportación de GNL desde 2022, la planta de exportación de Plaquemines de Venture Global LNG de 2.600 MMpcd en Luisiana, comenzó a producir GNL durante la semana pasada más o menos.

El futuro de las exportaciones

Pero la industria espera que la disminución de este año sea solo un parpadeo, ya que la capacidad de GNL de Estados Unidos más que se duplicará en los próximos cuatro años. La entrada en funcionamiento de nuevas plantas debería elevar la capacidad de 13.800 MMpcd a 17.800 MMpcd el año que viene, 20.300 MMpcd en 2026, 22.000 MMpcd en 2027 y 24.200 MMpcd en 2028.

Entre los principales factores de la caída de la demanda de gas de alimentación de GNL de este año se encuentran las numerosas interrupciones de la planta de Freeport LNG en Texas, de 2.100 MMpcd. Al menos uno de los tres trenes de licuefacción de la planta cerró todos los meses de 2024, excepto octubre, y algunos de esos paros duraron varias semanas, según datos de LSEG.

Freeport LNG es el segundo mayor productor de GNL de Estados Unidos, pero Plaquemines, de Venture Global, ocupará probablemente el segundo lugar una vez que esté en pleno funcionamiento.

Según Alex Munton, director de estudios sobre gas y GNL en la consultora Rapidan Energy Group, las previsiones apuntan a que las exportaciones aumentará un promedio de unos 2.000 MMpcd el año que viene, lo que supone un aumento significativo.

Las exportaciones petroleras aumentaron un 47%

En un año marcado por el crecimiento sostenido de la producción de petróleo, Argentina registró un incremento del 47% en las exportaciones entre enero y octubre de 2024, en comparación con el mismo período del año anterior.

Este repunte, que representa un aumento de 1.452 millones de dólares, se debe principalmente a un mayor volumen de exportaciones y al impulso de la Cuenca Neuquina, que llegó a los 146 mil barriles dia (kbbl/día) que significa un 18% más que el mismo periodo de 2023.

Según los datos analizados por la consultora Economía & Energía, el volumen exportado experimentó una suba significativa del 42% (54 kbbl/día) respecto al mismo período de 2023. Este panorama evidencia el impacto de las políticas destinadas a incrementar la capacidad exportadora y a aprovechar los recursos provenientes de las principales cuencas productoras.

El petróleo procesado y destinado al mercado externo ha sido un pilar estratégico para la economía nacional, con un aumento acumulado del 9,5% en la producción total durante los primeros diez meses del año. En este segmento se destaca la fuerte presencia del crudo liviano de la Cuenca Neuquina (338 kbbl/día) y la participación del crudo pesado de la Cuenca del Golfo San Jorge (160 kbbl/día).

Estas cifras se explican al aumento de la producción total de petróleo. En 10 meses se logró una producción de 706 kbbl/día de los cuales 481 kbbl/día son de la Cuenca Neuquina y 190 kbbl/día son de la Cuenca del Golfo San Jorge.

La producción total de petróleo alcanzó un incremento del 9,5% en comparación con el mismo período de 2023, con un desempeño sobresaliente de la Cuenca Neuquina, que expandió su producción en un 18,8%.

El incremento en la producción de crudo fue acompañado por una mayor capacidad de procesamiento y exportación. En el análisis de crudo procesado por tipo, se observa una distribución eficiente que ha permitido no solo abastecer el mercado local, sino también potenciar la exportación hacia mercados estratégicos.

Las claves para que la producción de gas llegue a 226 MMm3

En el marco de la audiencia pública sobre el proyecto de GNL (gas natural licuado) en Río Negro, Nicolás Cantero, representante de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), destacó el papel estratégico de iniciativas como la instalación de un buque liquefactor para impulsar la industria energética en Argentina.

Cantero resaltó el aumento proyectado en la demanda global de energía primaria en las próximas décadas, especialmente en países en vías de desarrollo. Según datos presentados, la demanda global crecerá de 15.158 millones de toneladas equivalentes de petróleo en 2020 a 22.300 millones en 2050, impulsada en parte por el desplazamiento del carbón hacia el gas natural como fuente de energía primaria más limpia.

En este contexto, Argentina se posiciona como un jugador clave gracias a sus vastos recursos hidrocarburíferos. “Hoy Argentina produce 140 millones de metros cúbicos diarios de gas natural y tiene un potencial de crecimiento para alcanzar los 226 millones de metros cúbicos diarios en 2030, lo que representa un aumento del 62%”, detalló.

Una base sólida para la exportación

El desarrollo de Vaca Muerta y otras cuencas, como el Golfo San Jorge y Austral, ha permitido que el país no solo cubra su demanda interna, sino que genere excedentes exportables.

Según Cantero, Argentina cuenta con recursos suficientes para abastecer su demanda local de petróleo durante más de un siglo y de gas natural por dos siglos. Este potencial, combinado con el desarrollo de infraestructuras como gasoductos y plantas de GNL, puede generar exportaciones anuales significativas, posicionando al país como líder energético regional y global.

“El desarrollo energético permitirá alcanzar a finales de la década un superávit comercial cercano a 25.000 millones de dólares, superando exportaciones tradicionales como el complejo sojero, cerealero y automotriz”, afirmó.

Un paso estratégico para el gas

Cantero enfatizó la importancia de la instalación de plantas de GNL para llegar a mercados internacionales. “Proyectos como el de Southern Energy y la instalación de un buque liquefactor permiten que Argentina pueda aprovechar esta ventana de oportunidad”, sostuvo.

El proyecto incluye el uso del barco Hilli Episeyo, que procesará un volumen equivalente a 11,4 millones de metros cúbicos diarios de gas, generando exportaciones por 1.100 millones de dólares anuales. Este buque ya ha demostrado su eficacia operando en condiciones similares en Camerún desde 2018.

Bajos riesgos y grandes beneficios

Respecto al estudio de impacto ambiental del proyecto, Cantero afirmó: “En el medio natural, el estudio no identifica impactos ambientales de relevancia, siendo los mismos de baja y moderada importancia, principalmente durante la etapa constructiva”.

Además, destacó los impactos socioeconómicos positivos relacionados con la generación de empleo, la demanda de bienes y servicios, y el fortalecimiento de las economías locales.

En este sentido, Cantero subrayó la relevancia de proyectos como este para posicionar a Argentina como un proveedor global de energía. La instalación del buque liquefactor no solo permitirá aprovechar recursos existentes, sino que también impulsará el crecimiento económico, generará divisas y fortalecerá la posición del país en el mercado energético global.

“El desarrollo energético argentino no solo es una oportunidad económica, sino una pieza clave en la transición energética global hacia fuentes más limpias y sostenibles”, consideró.

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.

Vaca Muerta deberá incrementar un 30% los pozos enganchados de cara al 2030

Vaca Muerta podría cuadruplicar el superávit comercial al 2030, según las proyecciones de Nicolás Arceo, titular de la consultora Economía & Energía. Sin embargo, este crecimiento dependerá de un aumento significativo en las inversiones y una serie de factores externos que aún generan incertidumbre.

En el marco del programa de streaming “Dinamo” de Econojournal, el especialista sostuvo que “el 2023 fue un año bisagra” para el sector energético. “De acá a lo que resta de la década, salvo que pase algo muy excepcional, el sector energético va a ir incrementando y mejorando el superávit comercial año a año con la tendencia actual”, afirmó.

Este optimismo parte de una base en 2024 de aproximadamente 5.300 millones de dólares de superávit comercial energético, lo que implicaría cuadruplicar la cifra en los próximos siete años si se mantiene el ritmo de expansión actual.

Este escenario de crecimiento está directamente vinculado al desarrollo de la producción del shale oil. Las proyecciones para 2030 estiman una producción de aproximadamente 1,200,000 barriles diarios, de los cuales un millón provendría de yacimientos no convencionales.

Inversión

En este sentido, Arceo explicó que mantener esta trayectoria de crecimiento no solo requiere mantener los niveles actuales de inversión, sino aumentarlos significativamente debido a las características técnicas de este tipo de producción.

“La producción no convencional declina fuertemente y rápidamente después del año y medio de operación, con lo cual lo que vas a necesitar es, para mantener e incrementar la producción, ir incrementando significativamente los niveles de inversión al 2030”, detalló.

El desafío central radica en el incremento del ritmo de perforación de pozos. Según Arceo, será necesario aumentar el enganche de pozos en un 30% respecto al promedio de los últimos 12 meses para sostener la tasa de crecimiento. Esto no es lineal en términos de inversión, ya que depende de cómo evolucionen los costos de perforación, pero da una idea de la magnitud del esfuerzo necesario.

En este contexto, la infraestructura es un factor crítico para materializar estas proyecciones. Arceo destacó que proyectos como el oleoducto Oldelval, que entrará en operación en 2024, y el oleoducto Vaca Muerta Sur, previsto para 2027, serán fundamentales para incrementar la capacidad de transporte y exportación de crudo.

El principal activo de Vaca Muerta

Asimismo, el titular de Economía & Energía mencionó el proyecto de licuefacción de PAE (Pan American Energy) y Golar, proyectada para 2028, aunque esta última tendrá un impacto más limitado en el corto plazo debido a su capacidad inicial reducida y a que operará solamente ocho meses al año.

El gas natural licuado, aunque juega un rol secundario en el escenario actual, podría tener un impacto mucho mayor en el mediano plazo, una vez que se desarrollen proyectos de exportación de GNL a gran escala.

Sin embargo, Arceo aclaró que estas infraestructuras aún no forman parte de las proyecciones base para 2030. “El impacto de gas natural lo vamos a tener una vez que tengamos una terminal de exportación de GNL a gran escala con más de 10 MTPA de capacidad, pero no está en este escenario”, señaló.

Por lo tanto, el núcleo del superávit comercial energético proyectado para la próxima década reside en el desarrollo del petróleo de Vaca Muerta. Este escenario base supone también que se mantendrán los niveles actuales de exportación de gas natural a los países de la región y que no habrá cambios significativos en las tendencias de demanda.

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.

Las exportaciones de crudo en Venezuela sufrieron un fuerte golpe

Las exportaciones petroleras de Venezuela cayeron en julio debido a que varias unidades de procesamiento de crudo se vieron afectadas por interrupciones, lo que redujo los inventarios de crudo disponibles de la principal región productora del país y aumentó los retrasos en las cargas, según documentos y datos de monitoreo de buques.

Las exportaciones del país de la OPEP se habían recuperado en los meses anteriores ayudadas por licencias y autorizaciones estadounidenses a algunos socios de la petrolera estatal PDVSA, pero problemas operativos redujeron el volumen de crudo y combustibles despachados a su segundo menor nivel mensual este año.

Un total de 38 cargamentos partieron de Venezuela el mes pasado con un promedio de 585.600 barriles por día (bpd) de crudo y combustibles, y 266.000 toneladas métricas de subproductos del petróleo y productos petroquímicos, mostraron los documentos y datos de LSEG.

Las exportaciones de petróleo fueron un 26% inferiores a las del mes anterior y se situaron 33% por debajo del mismo mes de 2023.

Los envíos de subproductos y petroquímicos, incluidos el coque de petróleo y el metanol, disminuyeron un 26% respecto a junio.

Estados Unidos emergió como el principal destino de las exportaciones petroleras de Venezuela por primera vez desde que Washington comenzó a imponer sanciones petroleras al país en 2019 al recibir unos 281.260 bpd, seguido por China con 231.400 bpd, según los datos.

La estadounidense Chevron alcanzó su segundo mayor nivel de exportación mensual este año al enviar unos 238.0000 bpd a puertos estadounidenses, mientras que la española Repsol, que en julio comenzó a vender crudo venezolano a clientes estadounidenses, envió 102.000 bpd a Estados Unidos y Europa.

La clave de las exportaciones

Los mejoradores y estaciones de mezcla que procesan el petróleo extrapesado producido en la vasta Faja del Orinoco de Venezuela no trabajaron cerca de su capacidad máxima en julio, según mostró un documento interno de PDVSA.

Los proyectos Petrolera Sinovensa y Petrocedeño tuvieron breves interrupciones operativas debido al mal funcionamiento de equipos, mientras que una interrupción dejó fuera de servicio al mejorador de un tercer proyecto, Petromonagas, desde principios de julio.

Los bajos inventarios de fueloil y algunas variedades de crudo de la Faja del Orinoco, incluyendo el petróleo crudo diluido (DCO), y la necesidad de cargar barcos mediante transferencias aumentaron los retrasos en los envíos que PDVSA ha enfrentado desde principios de este año.

Una elección disputada en Venezuela en la que tanto el presidente en ejercicio, Nicolás Maduro, como el candidato de la coalición opositora, Edmundo González, se adjudicaron la victoria, ha ralentizado la actividad económica en los últimos días y ha provocado protestas generalizadas y arrestos.

Pero las principales operaciones de PDVSA, incluida la producción y refinación de crudo, funcionan con normalidad.