Autor: Mejor Energía

  • Alvaro Ríos: «El modelo estatista de YPFB resultó ineficaz y desalentó la  inversión privada»   

    Alvaro Ríos: «El modelo estatista de YPFB resultó ineficaz y desalentó la  inversión privada»  

    En una entrevista con FM Mitre Patagonia 90.5, el ex ministro de Hidrocarburos de Bolivia, Álvaro Ríos, analizó la profunda crisis energética que afecta al país después de varias décadas de exportaciones masivas de gas, principalmente a Argentina y Brasil, y bajo los gobiernos de Evo Morales y Luis Arce.

    «Hoy estas políticas no se vieron acompañadas por una inversión suficiente en la exploración y desarrollo de nuevos yacimientos.  Esto ha llevado a un drástico descenso en la producción de gas y petróleo, pasando de 61 millones de metros cúbicos de gas por día en 2015 a 28 millones en 2023.  También cayó la producción de condensado y petróleo ha caído significativamente», señaló.

    Y advirtió que «la consecuencia directa es un severo desabastecimiento de combustibles, obligando a Bolivia a importar grandes cantidades de gasolina, diésel y GLP». 

    El costo de estas importaciones, estimado en 3300 millones de dólares para este año, excede ampliamente las reservas del Banco Central de Bolivia, creando una situación económica insostenible. 

    Ríos destacó que el modelo económico estatista, con la empresa estatal YPFB controlando la exploración y producción, ha resultado ineficaz y ha desalentado la inversión privada debido a la falta de seguridad jurídica y las políticas impositivas.

    «Bolivia enfrenta una grave crisis energética debido al agotamiento de sus reservas de gas y petróleo, resultado de décadas de exportaciones masivas y falta de inversión en exploración y producción bajo gobiernos populistas. Esto ha llevado a un severo desabastecimiento de combustibles, obligando al país a importar a un costo exorbitante que supera ampliamente sus reservas, con consecuencias económicas y sociales devastadoras», se explayó.

    El especialista consideró que «la crisis energética no solo tiene un impacto económico devastador, sino también social. La falta de combustible afecta el transporte, la agricultura y la vida cotidiana de los bolivianos, generando una creciente pobreza y migración». 

    Y advirtió que la situación empeorará en los próximos años, proyectando la necesidad de importar 5500 millones de dólares en energía para 2029. 

    «La situación boliviana sirve como una advertencia sobre los peligros de un modelo económico que prioriza las exportaciones a corto plazo sin invertir en la sostenibilidad a largo plazo del sector energético», comentó.

    Entre los puntos clave de la actual crisis energética en Bolivia mencionó el agotamiento de reservas; la escasez severa de gasolina, diésel y GLP, causando largas filas, restricciones y problemas de transporte; la necesidad de importar combustibles a gran escala supera ampliamente la capacidad financiera del país, creando una crisis económica; un modelo económico fallido con una severa crisis energética que hoy está generando pobreza, migración y un impacto negativo en la vida cotidiana de los bolivianos.

     

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  • YPF y CGC serán socias en Aguada del Chañar, una prometedora área de Vaca Muerta

    YPF y CGC serán socias en Aguada del Chañar, una prometedora área de Vaca Muerta

    YPF y Compañía General de Combustibles (CGC) firmaron un acuerdo para desarrollar en conjunto Aguada del Chañar, una de las áreas más prometedoras de Vaca Muerta. La alianza es entre dos empresas que ya se conocen bien trabajando juntas, dado que en el sur de Santa Cruz realizaron pozos horizontales en la roca Palermo Aike.

    La operación forma parte de la estrategia de la petrolera bajo control estatal de focalizar sus inversiones en el no convencional y generar alianzas para potenciar el crecimiento del shale argentino. La compañía del holding Eurnekian adquirió el 49% de la concesión, mientras que YPF mantiene el 51% y seguirá siendo la operadora del área, que posee una extensión de 57 km2 en el centro-este de la Cuenca Neuquina.

    La transacción se cerró en 75 millones de dólares, informó CGC a la Comisión Nacional de Valores (CNV). El acuerdo amplía la presencia de CGC en la producción de hidrocarburos no convencionales, sumando Vaca Muerta a su portafolio, que ya incluye operaciones en la Cuenca Austral y el proyecto exploratorio de Palermo Aike.

    «Este paso es un claro ejemplo de cómo desde YPF buscamos generar asociaciones y sinergias con todos los actores de la industria para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta, consolidando a la Argentina como un líder en la exportación de energía», afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, en un comunicado.

    Por su parte, Hugo Eurnekian, presidente de CGC, destacó: «El ingreso de CGC a Vaca Muerta representa uno de los hitos de crecimiento más relevantes en su historia y una nueva inversión en el país por parte de Corporación América. A partir de ahora, CGC está presente en las tres cuencas productivas más importantes de Argentina».

    «El conocimiento que adquiramos en Vaca Muerta será trasladado al desarrollo del potencial de Palermo Aike en Santa Cruz», añadió el representante de la compañía del grupo empresarial Corporación América Internacional.

    Esta asociación entre ambas compañías comenzó en 2023, con el proyecto exploratorio de Palermo Aike, y refleja el compromiso de CGC con la expansión de la producción no convencional en Argentina.

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  • Cuenta regresiva: Oldelval inaugura el Plan Duplicar el 4 de abril 

    Cuenta regresiva: Oldelval inaugura el Plan Duplicar el 4 de abril 

    El 4 de abril Argentina vivirá un hito estratégico para el desarrollo de la industria petrolera: la inauguración del Plan Duplicar de Oleoductos del Valle (Oldelval), una obra que ampliará significativamente la capacidad de evacuación de petróleo desde Vaca Muerta y la Cuenca Neuquina hacia el sistema de transporte nacional. Con la adición de 50 mil metros cúbicos diarios al bombeo, es un nuevo paso hacia la consolidación del shale en el país y de cara al mercado internacional.

    El proyecto no solo implica un salto en la capacidad actual del sistema en el tramo entre Allen (Río Negro) y Puerto Rosales (Buenos Aires), sino que además afianza el flujo de crudo desde Neuquén que sobre todo en el último año protagonizó un proceso de expansión de su producción de la mano de las inversiones en el sector no convencional que este año podrían trepar a unos 10.000 millones de dólares.

    Vaca Muerta viene creciendo a un ritmo sostenido, que también tuvo continuidad en el primer bimestre del 2025, impulsado por la mejora en la eficiencia operativa en los campos productores en cercanías de Añelo.

    Sin embargo, ese crecimiento comenzaba a encontrar límites físicos en la capacidad de transporte. La puesta en marcha del nuevo oleoducto resuelve ese cuello de botella y abre chances para sostener el crecimiento de la producción, en medio de las intensiones de las principales operadoras de salir con cuotas crecientes de shale oil al mercado mundial en la próxima década.

    Según informaron fuentes de la compañía, el 4 de abril se realizará la inauguración de la ampliación en una de las cabeceras del sistema, en Allen (Río Negro), con la presencia de autoridades nacionales, provinciales y trabajadores de la industria.

    Los 525 kilómetros de ducto del Duplicar unen Allen con Puerto Rosales y cuentan con ocho estaciones de bombeo. La obra demandó el trabajo de unas 2500 personas.

    Se espera que con esta capacidad adicional de bombeo se afiance la salida de petroleo por el Atlántico, mientras se sigue complementando con las crecientes exportaciones hacia Chile a través del Oleoducto Trasandino (OTASA), que en los dos últimos años comenzó a ser una vía para incrementar el nivel de exportaciones desde la provincia de Neuquén.

    En un contexto de transición energética global, donde los recursos deben ser aprovechados de manera eficiente y sustentable, la inauguración del nuevo oleoducto de Oldelval representa una clara señal de que Argentina tiene una estrategia clara para potenciar sus ventajas competitivas en materia de energía.

    Como paso previo a la inauguración, en diciembre pasado Oldelval había anunciado la etapa de pruebas en la integridad del sistema, con el llenado de los 525 kilómetros con crudo en el tramo que va desde su estación de bombeo ubicada en Allen, en Río Negro, hasta Puerto Rosales, en el sur de la provincia de Buenos Aires.

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  • Río Negro: Capex explorará el área Cinco Saltos Norte con objetivo Vaca Muerta

    Río Negro: Capex explorará el área Cinco Saltos Norte con objetivo Vaca Muerta

    El Gobierno de Río Negro adjudicó a la empresa Capex S.A. la exploración del área hidrocarburífera Cinco Saltos Norte, en la Cuenca Neuquina. La compañía invertirá 6,85 millones de dólares en los próximos años con un plan que incluye estudios exploratorios y la perforación horizontal en Vaca Muerta.

    La inversión inicial abarcará estudios geológicos y geofísicos, seguidos de la perforación de un pozo exploratorio clave para determinar el potencial productivo del área. En función de los resultados, la compañía podrá avanzar hacia una etapa de desarrollo con mayor actividad en la zona.

    A través del decreto 197/25, el gobierno de Alberto Weretilneck confirmó la adjudicación que se concretó luego de un proceso licitatorio en el que Capex presentó la mejor oferta técnica y económica. Cinco Saltos Norte es una de las áreas estratégicas que Río Negro busca impulsar en su desarrollo hidrocarburífero, con especial interés en los recursos no convencionales de Vaca Muerta. 

    Con esta adjudicación, ya son tres los permisos exploratorios con objetivo no convencional hacia la formación Vaca Muerta del lado rionegrino de la Cuenca. En este caso hay muchas expectativas, de cara a los resultados que ya obtuvo Phoenix Global Resources con sus tres primeros pozos.

    Además, Capex formalizó un contrato de exploración con el gobierno de Río Negro y la Empresa de Desarrollo Hidrocarburífero Provincial (EDHIPSA). Esta participación se define bajo dos modalidades: si Provincia opta por retirar su participación, Capex deberá abonar un aporte de producción equivalente al 2,5% de los hidrocarburos producidos sin deducciones por regalías; en el caso de que la estatal continúe, la explotación se desarrollará bajo el contrato de UTE acordado en la adjudicación del permiso.

    Hace un año, Capex logró un hito en Neuquén en su área Agua del Cajón al completar cuatro pozos horizontales con dirección hacia Vaca Muerta. Para avanzar en esta campaña de perforación, el acuerdo de cooperación con Trafigura fue clave. El trabajo en ese bloque neuquino continúa.

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  • «Vaca Muerta impulsa el crecimiento, pero las cuencas maduras requieren soluciones estratégicas a largo plazo»

    «Vaca Muerta impulsa el crecimiento, pero las cuencas maduras requieren soluciones estratégicas a largo plazo»

    Argentina enfrenta un panorama complejo en sus cuencas hidrocarburíferas, con Vaca Muerta como motor de crecimiento, pero también con desafíos importantes en cuencas maduras. El sector energético argentino se encuentra ante la necesidad de asegurar inversiones a largo plazo, con especial atención en los retos técnicos, económicos y políticos que enfrenta la industria.

    En un webinar organizado por el Mercado Electrónico de Gas (MEGSA), Marcelo Hirschfeldt, director de OilProduction Consulting, destacó a Vaca Muerta como motor de crecimiento pero con desafíos en cuencas maduras.

    «Vaca Muerta sigue siendo el principal impulsor de las reservas y la producción de hidrocarburos no convencionales en Argentina, con un 70% de la producción de shale oil y un 80% de la producción de gas no convencional. Sin embargo, las cuencas maduras como el Golfo San Jorge, Cuyana y el Noroeste del país están experimentando una declinación significativa. En estos yacimientos, la gestión del agua y la optimización de costos son desafíos clave que deben ser abordados con urgencia para evitar una mayor disminución en la producción», explicó.

    A nivel global, Hirschfeldt considera que Argentina representa una pequeña porción de la producción y reservas mundiales de hidrocarburos, lo que obliga a la industria local a ser cada vez más competitiva en términos de costos y acceso a mercados internacionales.

    En particular, el desarrollo de proyectos de Gas Natural Licuado (GNL) se vuelve esencial para garantizar el acceso al mercado internacional, especialmente en el sector gasífero, donde las exportaciones podrían ser un motor crucial de crecimiento.

    «Argentina cuenta con vastos recursos no convencionales, pero uno de los mayores desafíos es convertir estos recursos en reservas probadas y comercialmente viables. Este proceso es fundamental para garantizar la sostenibilidad de la producción a largo plazo y atraer las inversiones necesarias para continuar con el desarrollo de Vaca Muerta y otras cuencas», señaló.

    A lo largo de la cadena de valor, hizo hincapié a los múltiples desafíos que afectan a cada uno de sus eslabones. Desde la extracción, donde se busca maximizar el factor de recobro en los yacimientos convencionales y no convencionales, hasta el midstream, que enfrenta la necesidad de expandir la infraestructura de transporte y exportación, la industria enfrenta barreras que requieren soluciones innovadoras.

    En el downstream, el desafío radica en asegurar la competitividad en la comercialización y el acceso a mercados internacionales, lo que incluye la ampliación de gasoductos y terminales. «La estabilidad política y económica, la seguridad jurídica y la previsibilidad son elementos cruciales para atraer inversión extranjera y asegurar el desarrollo sostenible del sector», comentó.

    Y aclaró que «un marco regulatorio claro y atractivo para los inversores es necesario para dar la confianza que se requiere para desarrollar proyectos a largo plazo. Además, es esencial equilibrar la seguridad energética con la sostenibilidad ambiental y la equidad energética, asegurando que los beneficios del sector lleguen a toda la población y se realicen de forma responsable con el medio ambiente».

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  • Cinco petroleras explicaron en febrero el 88% de la producción de crudo neuquino

    Cinco petroleras explicaron en febrero el 88% de la producción de crudo neuquino

    Las cinco mayores productoras de petróleo de Neuquén representaron en febrero el 88% de todo el crudo producido en la provincia, poco más de 407.000 barriles diarios, con un desempeño particular en el no convencional de compañías que superaron un incremento del 35% interanual.

    En el segundo mes del año, la producción petrolera llegó a los 463.157 barriles por día -el 95% de origen de yacimientos con objetivo Vaca Muerta-, lo que permitió que el petróleo neuquino sea el equivalente al 61,5% de la actividad de Argentina, que llegó a 752.318 barriles/día.

    De acuerdo a cifras de la Secretaría de Energía de la Nación, a través de las declaraciones juradas recogidas en el Capítulo IV, en febrero fueron cinco las empresas que concentraron el impulso productivo en petróleo en toda la jurisdicción: YPF, Vista, Shell, Pluspetrol y Pan American Energy.

    Esas cinco grandes productoras entregaron en febrero un total de 1.815.030 m3 o 407.733 barriles de petróleo diarios, lo que significó un 88% del total de la provincia estimado en un total del mes de 2.061.749 m3 o su corralación de 463.157 barriles diarios.

    Al analizar el desempeño por bandera, YPF sigue siendo la gran promotora del crecimiento en Neuquén con un aporte en febrero de 258.352 barriles al día, lo que representó un 55,7% del total producido en ese distrito. Ese primer mes significó un crecimiento del 11,1% respecto a febrero de 2024, en tanto que en el primer bimestre del año, la compañía de mayoría accionaria estatal tuvo un promedio de producción de 257.681 barriles diarios, con un crecimiento del 13% frente el mismo período del año anterior.

    El crecimiento ralentizado de YPF en la comparación con la tasa del alza interanual en torno al 26% que registró el año pasado en el shale oil, es producto de la reducción del aporte de campos maduros que fueron motivo de desinversión como parte del Plan Andes.

    De acuerdo a la misma fuente estadística, Vista, la petrolera fundada y dirigida por Miguel Galuccio, se consolidó en febrero como la segunda productora de crudo de Vaca Muerta, con una producción de 65.452 barriles por día. Ese desempeño significó un crecimiento de 36,6% respecto de los 47.840 barriles promedio diarios de febrero de 2024, en tanto que en el primer bimestre del año el acumulado de 68.453 barriles diarios reflejó un alza de 40,2% interanual.

    En Neuquén, el tercer productor sigue siendo en el segundo mes del año la compañía Shell que entregó unos 29.759 barriles por día, lo que significó una caída de -18,6% respecto al mismo mes de 2024. En el bimestre, con 30.197 barriles la caída se redujo a 9,4% entre los mismos períodos.

    Como cuarto productor neuquino, se consolidó la irrupción de Pluspetrol en el ránking con 28.382 barriles diarios de producción, esto es un incremento de 230,4% frente al mismo mes del año anterior, lo que manifiesta el impacto de la incorporación de activos de ExxonMobil, en particular del bloque Bajo del Choique-La Invernada.

    Finalmente, el top 5 de las petroleras con producción en la provincia quedó en manos de Pan American Energy y sus 25.786 barriles promedio al día en el segundo mes del año, es decir un alza de 12.7% frente al mismo mes de 2024.

    La variación de la producción total de petróleo en la provincia durante febrero respecto a la de enero fue del 0,11%, y a la vez un salto interanual del 19,3%. En diciembre último, Neuquén alcanzó el que hasta ahora es el récord histórico en crudo con 467.467 barriles en promedio diario, es decir un aumento del 22,5% interanual.

    El incremento de capacidad parcial que ofreció la ampliación del Oleoducto Transandino (OTASA) que permitió incrementar las exportaciones a Chile, y del Oleoducto del Valle (Oldelval) que acrecentó el envío hacia Puerto Rosales, explican las razones de la continuidad del desempeño al alza de la actividad de las compañías. Lo que se reforzará en abril con la finalización del plan.

    Para dar apenas una mención del segmento del gas, la producción de Neuquén en febrero fue de 97,6 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), un aumento con respecto a enero del 5,4% y en la comparativa interanual fue un 8,8% de incremento y en esto tiene mucho que ver la puesta en marcha del Gasoducto Perito Moreno (antes Néstor Kirchner) y la Reversión del Gasoducto Norte.

    La producción nacional de gas fue de 143,8 MMm3/d en febrero de 2025, por lo que el 67,8% de la actividad gasífera estuvo concentrada en yacimientos de Neuquén, particularmente rocas como Vaca Muerta y otras no convencionales.

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  • La inflación energética crece levemente, pero sigue bajo control en América Latina

    La inflación energética crece levemente, pero sigue bajo control en América Latina

    La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) publicó recientemente su Indicador de Inflación Energética para América Latina y el Caribe (IE-LAC) correspondiente al mes de enero de 2025, ofreciendo un panorama detallado sobre las tendencias de precios en el sector energético de la región.

    Según el informe, la inflación energética mensual en ALC aumentó ligeramente, pasando de un 0,20% en diciembre de 2024 a un 0,26% en enero de 2025.

    Esta variación implica un crecimiento moderado, pero en términos anuales, la tasa de inflación energética alcanzó el 2,08%, lo que muestra un crecimiento en los precios de la energía a un ritmo controlado.

    El informe de OLADE señala que el aumento de la inflación energética se debió principalmente a un incremento significativo de los precios internacionales del petróleo, los cuales subieron un 8.9% en diciembre de 2024.

    Este repunte en el precio del crudo impactó directamente los costos de los combustibles, que componen entre el 60% y el 70% de la canasta energética en la región, lo que explica gran parte de la inflación registrada en enero.

    Sin embargo, a pesar de estos aumentos, la inflación energética se mantiene por debajo de las tasas de inflación total en muchos países de América Latina y el Caribe.

    En comparación con la inflación general, la inflación energética ha mostrado una tendencia menos pronunciada, lo que indica que los países de la región, a través de políticas públicas y controles, han logrado mitigar el impacto de los aumentos internacionales del petróleo en los precios domésticos de la energía.

    A pesar de los aumentos registrados, la inflación energética sigue siendo una variable más controlada en relación con el comportamiento general de los precios en la economía.

    Este comportamiento moderado puede ser reflejo de las estrategias implementadas por los gobiernos regionales para contener el impacto de los aumentos en los mercados internacionales de energía, como subsidios a los combustibles, ajustes en los precios internos, y la diversificación de fuentes de energía.

    La región ha logrado mantener una inflación energética relativamente estable gracias a estas políticas, aunque el continuo monitoreo de los mercados internacionales de petróleo y gas sigue siendo fundamental para la sostenibilidad económica de la región.

    La evolución de la inflación energética también tiene implicaciones importantes para la sostenibilidad económica y social de los países de ALC. A medida que los precios de la energía continúan fluctuando, los gobiernos deben trabajar en la implementación de políticas que no solo garanticen la estabilidad de los precios de la energía, sino que también fomenten el desarrollo de fuentes de energía renovables y la mejora de la eficiencia energética.

    La transición energética en la región es clave para reducir la dependencia de los combustibles fósiles y minimizar la vulnerabilidad de los países a los aumentos de precios internacionales.

    En definitiva, aunque los precios de la energía en América Latina y el Caribe han experimentado un aumento moderado en el primer mes de 2025, los efectos han sido contenidos en comparación con la inflación total.

    La región sigue enfrentando retos relacionados con la fluctuación de los precios internacionales del petróleo, pero las políticas adoptadas en muchos países parecen haber logrado mitigar los impactos sobre la economía local.

    Sin embargo, la necesidad de avanzar hacia una mayor diversificación de fuentes de energía y hacia la sostenibilidad económica continúa siendo una prioridad para el futuro de la región.

     

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  • Fundación YPF abre la inscripción a cursos gratuitos de programación y diseño web

    Fundación YPF abre la inscripción a cursos gratuitos de programación y diseño web

     

    Fundación YPF lanzó la inscripción a la cuarta edición de Ingenias+, una serie de cursos gratuitos de programación, datos y diseño web para mujeres de más de 18 años.

    Los cursos disponibles son de Desarrollo Web Frontend, Diseño UX/UI, Data Analytics, Ciberseguridad, Desarrollo Backend, y Data Science, para mujeres que estén dando sus primeros pasos en el mundo de la tecnología.

    Pueden anotarse mujeres que viven en las ciudades de La Plata, Luján de Cuyo, Cutral Có, Plaza Huincul, Rincón de los Sauces, Añelo, Neuquén Capital y Sierra Grande.

    El plazo para inscribirse a los cursos, que se dictarán dos veces por semana de forma virtual, es hasta el 24 de marzo, ingresando a ingenias.educalabs.org

    Estos cursos forman parte de Ingenias, el programa de Fundación YPF que promueve el ingreso de mujeres al mundo de la ciencia y la tecnología desde los 12 años.

     

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  • El mercado global de GNL: entre la suba de la demanda y la volatilidad de precios

    El mercado global de GNL: entre la suba de la demanda y la volatilidad de precios

    En febrero de 2025, el mercado global de gas natural licuado (GNL) mostró señales de dinamismo, aunque con una serie de desafíos económicos y geopolíticos.

    El informe mensual de GNL Global revela tendencias de importación y exportación que impactan directamente a los mercados centrales, como Europa, Asia y América Latina.

    La demanda mundial de GNL sigue una trayectoria ascendente, según las proyecciones de Shell publicadas en su LNG Outlook 2025, que prevén un aumento del 60% para el año 2040, impulsado por el crecimiento económico en Asia y la transición hacia energías más limpias en sectores industriales y de transporte.

    Sin embargo, a pesar de la alta demanda proyectada, el comercio de GNL creció solo 2 millones de toneladas en 2024, la cifra más baja en la última década, debido a un crecimiento limitado de la oferta de nuevos proyectos.

    Febrero mostró un comportamiento mixto en las importaciones y exportaciones de GNL a nivel mundial. Europa, con una creciente demanda, registró el mayor aumento interanual, con 19% en sus importaciones, alcanzando un récord de 11,99 millones de toneladas.

    En cambio, Asia experimentó una caída en sus importaciones por cuarto mes consecutivo, con una disminución interanual del 4,6%, atribuida principalmente a la diferencia de precios entre el gas spot en Asia y el mercado europeo.

    Las importaciones de GNL en América Latina también experimentaron una baja del 20%, la más significativa desde abril de 2023, en países como Jamaica, Puerto Rico y Colombia.

    Una de las noticias más destacadas del mes fue la compra de 100 millones de metros cúbicos de GNL por parte de Ucrania, a través de su empresa estatal Naftogaz.

    Este acuerdo, realizado con la polaca Orlen, refleja el esfuerzo de Ucrania por diversificar sus fuentes de energía y reducir su dependencia del gas ruso, un movimiento estratégico en un contexto geopolítico complejo. Este tipo de acuerdos se inscribe en un marco más amplio de la Unión Europea, que busca asegurar un suministro energético estable y reducir su exposición a la volatilidad del mercado del GNL.

    Los precios del GNL han mostrado una tendencia a la baja. A finales de febrero de 2025, los precios spot en el noreste de Asia cerraron en USD 13,50/MMBtu, una disminución desde los USD 13,80/MMBtu de finales de enero. Esta caída de precios responde a la débil demanda global y los altos niveles de almacenamiento en las principales regiones consumidoras.

    A medida que el mercado de GNL sigue evolucionando, las proyecciones de crecimiento para los próximos años siguen siendo positivas. Sin embargo, los desafíos relacionados con la oferta, la regulación, y la competencia internacional exigen de una adaptación constante por parte de los actores del sector.

    La continua expansión de infraestructuras de importación y exportación será clave para garantizar un suministro confiable y competitivo en los mercados internacionales.

    El análisis del mercado de GNL en febrero de 2025 refleja tanto el potencial de crecimiento como los riesgos y desafíos que enfrenta el sector, con un enfoque particular en la estabilidad de los precios y la seguridad energética en regiones clave como Europa y Asia.

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  • Vaca Muerta: ¿Qué áreas fueron las que más crecieron en el arranque del 2025?

    Vaca Muerta: ¿Qué áreas fueron las que más crecieron en el arranque del 2025?

    Si bien no se superó el récord petrolero de diciembre, Neuquén sigue dando que hablar gracias a Vaca Muerta. El petróleo neuquino equivale al 61,5% de la actividad de Argentina y la actividad gasífera en la provincia el 67,8% del total nacional.

    Uno de los datos más llamativos del reporte de producción de Neuquén fue el salto interanual del gas cercano al 9% y que no ha declinado con fuerza como en otros veranos. La tendencia de alcanzar un pico de producción en invierno y reducir la actividad en el verano pareciera haber quedado en el pasado.

    En agosto de 2024, Neuquén alcanzó una producción de gas natural de 109,6 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) y a partir de la primavera empezó a descender. Pero no como en otras épocas. La producción de Neuquén en febrero de 2025 fue de 97,6 MMm3/d.

    Un informe del Ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén destaca a cinco yacimientos que incrementaron su producción y dieron el empuje durante febrero. Estos son El Mangrullo de Pampa Energía (+2,28 MMm³/d), Fortín de Piedra de Tecpetrol (+1,73 MMm³/d), Rincón del Mangrullo de YPF (+1,18 MMm³/d), La Calera de Pluspetrol (+0,54 MMm³/d) y Loma La Lata-Sierra Barrosa de YPF (+0,49 MMm³/d).

    Argentina es un país con alta producción en el invierno, pero que en la época estival reduce por imposibilidad de inyectar el gas, por la limitación de gasoducto, o exportarlo. Eso pareciera haber cambiado con dos obras clave: el Gasoducto Perito Moreno (el ex ‘Néstor Kirchner’ que une Tratayén-Salliqueló) y el reversal del Norte (cortando con las importaciones desde Bolivia).

    Y no sólo eso: ya hay expectativas para que en los próximos dos años puedan verse los primeros barcos cargando GNL de shale gas de Vaca Muerta, como Argentina LNG que lidera YPF o el buque Hilli Episeyo de Pan American Energy y Golar. Eso es una buena señal para los potenciales inversores, pese a los vaivenes de la economía argentina y el cepo actual al giro de dólares al exterior.

    A su vez, el petróleo tuvo un mayor empuje por proyectos nuevos y las posibilidades de exportación. Los últimos detalles de una de las ampliaciones programadas por Oleoductos del Valle (Oldelval), prevista para abril, y las mayores exportaciones a Chile vía el Oleoducto Trasandino (OTASA) fueron fundamentales.

    No obstante, esta infraestructura también está siendo monitoreada por varios inversores que decidieron apuntalar sus proyectos. Recientemente, se concretó el ducto Bajo del Choique-Nordeste, que dejó encaminado ExxonMobil ante de la venta de sus yacimientos a Pluspetrol, y la consolidación de Sierras Blancas-Allen que utilizan Shell, Pan American Energy y Pluspetrol.

    A largo plazo, el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) es una de las iniciativas que permitirá dar un salto de escala. De hecho, son siete compañías involucradas en su construcción: YPF, Shell, Vista, Pan American Energy, Pluspetrol, Chevron y Pampa Energía. Además, la estatal neuquina GyP se sumó como accionista clase B.

    El petróleo neuquino equivale al 61,5% de la actividad de Argentina -que llegó a 752.318 barriles/día-, tomando los datos de febrero último de 463.157 barriles por día. En diciembre de 2024, la provincia de Neuquén alcanzó el que hasta ahora es el récord histórico en la producción de petróleo con 467.467 barriles en promedio diario.

    Estas son las cinco áreas que aumentaron su producción y fueron clave en febrero: Loma Campana de YPF (+4947 bbl/d), Loma La Lata-Sierra Barrosa de YPF (+3953 bbl/d), Puesto Parada de Tecpetrol (+3124 bbl/d), Coirón Amargo Sureste de Pan American Energy (+1167 bbl/d) y Aguada del Chañar de YPF (+1157 bbl/d). 

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