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  • Brasil acelera compras de gas argentino y el boom de Vaca Muerta redefine el mercado regional

    Brasil acelera compras de gas argentino y el boom de Vaca Muerta redefine el mercado regional

    Frente al aumento de la producción en Vaca Muerta, Brasil busca importar más gas desde la formación neuquina. Así lo confirmó a Infobae Pietro Mendes, director de la agencia reguladora de energía brasileña, quien afirmó que el diálogo con el Gobierno es permanente y que el principal problema hoy no es la demanda, sino la infraestructura.

    “Sabemos que es necesario tener inversiones en infraestructura dentro de la Argentina, y tenemos demanda para respaldar este tipo de inversiones porque nuestro consumo industrial fue disminuyendo con el tiempo. Así que necesitamos tener más oferta de gas natural para bajar el precio”, dijo el funcionario a este medio en el marco de CERAWeek by S&P Global.

    Mendes explicó que la demanda brasileña de gas natural se mantuvo estable en torno a los 15 millones de metros cúbicos diarios durante los últimos 15 años, aunque el país tiene capacidad para expandirse muy por encima de ese volumen.

    Demétrio Magalhães, CEO de Edge —una compañía brasileña enfocada en el mercado libre de gas natural y la transición energética creada por el grupo Cosan—, sostuvo que “la infraestructura limitada y la falta de competitividad en los gasoductos siguen siendo los principales obstáculos”. Añadió que, en Brasil, el costo de producción offshore ronda los USD 2 o USD 3 por millón de BTU, mientras que los clientes pagan USD 11. “La mayor parte de ese precio corresponde a evacuación, procesamiento y transporte”, reconoció el ejecutivo.

    El problema es la infraestructura

    El núcleo de la cuestión es la infraestructura. Sin la construcción de nuevos gasoductos, el intercambio energético entre Argentina y Brasil permanecerá muy acotado. Magalhães remarcó que la red de gasoductos en Brasil todavía está poco desarrollada. A pesar de la diversidad de fuentes disponibles —Bolivia, yacimientos offshore brasileños, biometano y las primeras exportaciones argentinas—, la ausencia de redes adecuadas y de condiciones competitivas para el transporte limita la expansión del consumo interno.

    Al mismo tiempo, señaló que la tensión entre oferta y demanda está estrechamente ligada a la infraestructura existente y no se reduce únicamente al suministro.

    Por su parte, Ricardo Markous, presidente de Tecpetrol, recordó que en la década de 1990 la Argentina llegó a exportar hasta 24 millones de metros cúbicos diarios de gas, principalmente hacia Chile. Un giro abrupto en la política local interrumpió esos flujos, pero la aparición de Vaca Muerta transformó el panorama energético regional. Markous destacó que hoy la Argentina volvió a exportar a Chile entre 10 y 12 millones de metros cúbicos diarios, lo que reduce la necesidad de importación de GNL en ese país.

    El crecimiento de Vaca Muerta volvió a reconfigurar el mapa energético regional. Según Markous, las reservas se estiman entre 150 y 300 TCF (trillones de pies cúbicos), equivalentes a más de 150 años del consumo local argentino actual. Señaló, además, que existe diálogo con Magalhães para iniciar la integración hacia el mercado brasileño, aprovechando infraestructura disponible y conectando la Cuenca Neuquina con el gasoducto del norte y la vía desde Bolivia hacia Brasil.

    Bolivia en retiro y el futuro exportador para Argentina

    El declive productivo de Bolivia —que cayó de 65 millones a 30 millones de metros cúbicos diarios— abre una oportunidad adicional para el gas argentino. Markous anticipó que en un plazo de cinco o seis años Bolivia podría comenzar a importar gas desde Argentina para abastecer su mercado interno. Aunque el mercado regional es relativamente limitado, subrayó que el salto más significativo será hacia el mercado internacional del GNL.

    De hecho, Tecpetrol prevé el inicio de exportaciones vía barcos de regasificación y licuefacción a partir de julio del próximo año, junto con futuros proyectos liderados por YPF previstos para sumarse en 2028.

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  • YPF acelera su megaproyecto GNL y busca USD 15.500 millones tras impulso de la guerra en Medio Oriente

    YPF acelera su megaproyecto GNL y busca USD 15.500 millones tras impulso de la guerra en Medio Oriente

    “Es el proyecto más grande y complejo de la historia de América Latina”, dijo Horacio Marín, CEO de YPF, sobre el Argentina GNL, el megaproyecto de la petrolera de mayoría estatal que prevé producir gas natural licuado en la costa de Río Negro junto a, por el momento, dos socios internacionales.

    El ejecutivo lo confirmó en un encuentro con periodistas argentinos durante el CERAWeek by S&P Global, el principal evento del sector energético a nivel global. Allí aseguró que el desarrollo alcanzará un nivel de financiamiento internacional sin precedentes y, aunque reconoció que existen conversaciones con un nuevo socio global —que, de haberse cerrado, habría sido presentado durante el evento—, aclaró que el proyecto puede avanzar con los actuales integrantes.

    La sociedad, que ya tiene nombre propio —aunque todavía no fue revelado—, está integrada hoy por YPF, la italiana Eni y XRG, una firma vinculada al grupo saudita Aramco, uno de los mayores jugadores mundiales del negocio de los hidrocarburos.

    Si bien Marín resaltó que el megaproyecto no depende del ingreso de un cuarto socio para avanzar, reconoció que existen conversaciones avanzadas con una empresa internacional. Sin embargo, enfatizó que el consorcio no está en búsqueda activa y que, si no se concreta esa oportunidad puntual, el desarrollo seguirá adelante con los actuales integrantes. “Es esa o nada”, dijo y comentó que todo avance en torno al eventual cuarto socio depende, además, de los plazos internos de aprobación y de la revisión técnica de la potencial interesada.

    “El proyecto está y va. Pero la guerra en Medio Oriente podría acelerar la expansión”, dijo Marín, al vincular el escenario geopolítico global con el aumento de la demanda de GNL.

    A esto se suma una idea reiterada en el mayor evento energético del mundo que se celebra esta semana en Houston: los actores del sector buscarán diversificar el origen de sus suministros. Por su ubicación geográfica, la Argentina aparece entre los candidatos más señalados.

    También reconoció que la guerra produjo un impulso imprevisto que coloca a la Argentina en una posición estratégica como proveedor seguro, “alejado de conflictos calientes”.

    Según explicó, los ataques a infraestructura energética, especialmente en Qatar, dejaron fuera de operación una planta de dimensiones similares al desarrollo argentino y obligaron a declarar fuerza mayor por cinco años en ciertos contratos en Europa. Esta situación abre una oportunidad inesperada para la Argentina.

    “Esta guerra aceleró el GNL de Argentina de una forma que no se imaginan. Creo que la guerra va a impulsar fuertemente la expansión del proyecto de 12 millones de toneladas a los seis millones adicionales que proyectamos para la segunda etapa”, detalló. Ese salto, según planteó, podría posicionar al país como proveedor preferente, con acceso simultáneo tanto al Atlántico como al Pacífico.

    Financiamiento récord

    La magnitud del financiamiento es inédita en la región. Marín detalló que el objetivo es reunir USD 15.500 millones solo para la primera fase del proyecto. Se trata, según dijo, del “mayor esquema de project finance de la historia de América Latina”, según confirmó JP Morgan, el banco encargado de estructurar el financiamiento internacional del desarrollo.

    El plan prevé tener asegurado el financiamiento principal antes de fin de año. En tanto, los cronogramas ubican la decisión final de inversión (FID) en octubre y la adjudicación de las principales licitaciones antes de esa fecha.

    Marín explicó que el costo total para el mainstream y downstream asciende a USD 20.000 millones, de los cuales un 70% se financiará mediante créditos internacionales. El restante 30% será cubierto por aportes directos de los socios. Este esquema busca combinar financiamiento bancario con garantías de bancos de desarrollo, extendiendo los plazos de repago y reduciendo el costo financiero general.

    Consultado sobre los criterios de licitación y transparencia, el presidente de YPF subrayó: “Tenemos que hacer todo transparente, homologando procesos y eliminando negociaciones secundarias. Queremos que el proceso de licitación sea instantáneo, público y con criterios técnicos y económicos claros, porque así también cambiamos la cultura interna y damos garantías a todos los proveedores y socios”.

    En paralelo, adelantó que los socios originales ya avanzan con las negociaciones de contratos de venta futuros y con la compra de equipamiento estratégico. Solo los buques necesarios para el desarrollo tienen un costo individual que oscila entre USD 2.000 y 3.000 millones.

    Respecto a las ventas futuras, el empresario confirmó que ya existen contratos avanzados con “muy buenos países y de alto poder adquisitivo”. Los montos y compradores se mantienen en reserva hasta la consolidación de los acuerdos finales, aunque el proyecto se reserva entre un 10% y un 20% del volumen para el mercado spot. Eso abre la puerta a ventas puntuales a países de la región, como Brasil, o incluso a cubrir picos de consumo local.

    Proyecciones de producción e impacto en mercado interno

    El avance del GNL es solo una parte de la estrategia de YPF. En paralelo, la compañía prevé aumentar la producción de crudo en Vaca Muerta con la incorporación de nuevos equipos de perforación. Según detalló Marín, la empresa operará con 13 rigs durante la primera mitad del año y sumará entre cuatro y cinco más hacia fin de 2026.

    Con ese crecimiento, la producción neta de crudo alcanzaría los 250.000 barriles diarios en diciembre de este año, frente a los 200.000 actuales. El aumento estará destinado principalmente a exportación a través del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que ya presenta un avance cercano al 50 por ciento.

    En paralelo, el proceso de transformación de la compañía también incluye la salida progresiva del negocio convencional. Tras la venta de áreas emblemáticas como Manantiales Behr y otros activos maduros como Chachahuen, en Mendoza, Marín confirmó que la petrolera estatal también avanzará con la devolución de áreas en el norte del país.

    “No es material para YPF. Nuestro objetivo es devolver esas áreas a las provincias, como ya hicimos en otras. Nos quedan algunos activos como Agua Salada y áreas en Salta donde la compañía tiene participación”, dijo Marín.

    El objetivo, explicó, es concentrar los recursos en desarrollos de mayor productividad y abrir nuevas licitaciones para empresas medianas y pequeñas. Algunas de ellas podrían ser de origen brasileño, ya que se trata de áreas gasíferas con potencial de exportación hacia ese país.

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  • CEO de Chevron elogia políticas del Gobierno y ratifica interés por invertir en Vaca Muerta en CERAWeek by S&P Global

    CEO de Chevron elogia políticas del Gobierno y ratifica interés por invertir en Vaca Muerta en CERAWeek by S&P Global

    En un contexto global cada vez más tenso para el mercado energético, la Argentina volvió a aparecer en el radar de las grandes petroleras. El CEO global de Chevron, Mike Wirth, admitió en CERAWeek by S&P Global, el mayor evento del sector del Oil&Gas a nivel mundial, que el país continúa con dificultades en materia impositiva, laboral y de apertura comercial, pero señaló que comenzó a percibir avances concretos en las condiciones para invertir.

    “La geología es excelente”, dijo y aseguró que la disponibilidad o productividad de los recursos naturales nunca estuvo en discusión. “El desafío en la Argentina siempre estuvo más bien arriba del suelo”, planteó el CEO. Y agregó que las trabas vinculadas a leyes laborales, restricciones a la importación de equipos y limitaciones para exportar producción empezaron a ser abordadas de forma sistemática.

    “Nuestra satisfacción con la geología es grande y yo esperaría que, con el tiempo, observemos avances sostenidos en el entorno local”, dijo, al mismo tiempo que elogió al presidente Javier Milei por “mejorar la capacidad de inversión” en el país.

    Durante su exposición en el Hilton Américas, en el centro de Houston, Wirth volvió a situar a la Argentina en el mapa global del shale de la compañía. La mencionó junto a Bolivia, la cuenca Permian y Bakken como parte de una misma cartera de yacimientos no convencionales que ahora se gestionan bajo una estructura única para acelerar el traslado de tecnología, capital humano y mejores prácticas entre países.

    En ese marco, la Argentina dejó de verse como un mercado periférico y pasó a ser uno de los activos donde la empresa espera seguir mejorando productividad y costos. De hecho, según consignó la compañía, “Chevron prevé que Vaca Muerta desempeñe un papel más importante en su cartera de productos en los próximos años”.

    El impacto de la crisis en Medio Oriente sobre el mercado energético

    Uno de los ejes más analizados en la conferencia fue la tensión logística derivada del conflicto en Medio Oriente, particularmente en el Estrecho de Ormuz, punto clave para el abastecimiento global de crudo y derivados.

    El secretario de Energía de Estados Unidos, Chris Wright, fue el encargado de abrir el evento. “El mundo necesita masivamente más energía. La energía es vida”, planteó. El funcionario aseguró que el objetivo de la administración de Donald Trump es aumentar la producción energética, reducir costos y reforzar la seguridad económica del país, con el gas natural como principal herramienta para lograrlo.

    También se refirió al conflicto que enfrenta a los Estados Unidos e Israel contra Irán: “Este es un régimen que utiliza su poder para perturbar los mercados energéticos y desestabilizar su región. Está obteniendo misiles cada vez mejores y un enorme arsenal convencional para proteger su objetivo principal, que es construir una bomba nuclear. El mundo no puede vivir en ese escenario”.

    Agregó, además, que el mercado todavía no reaccionó completamente a la interrupción del flujo de petróleo. “El mercado hace lo que hacen los mercados. Los precios suben para enviar señales a todos los que pueden producir más: por favor, produzcan más. Los precios todavía no han subido lo suficiente como para provocar una destrucción significativa de la demanda”.

    Por su parte, el CEO de Total Energies, Patrick Pouyanné, estimó que la magnitud actual de la disrupción en el Estrecho de Ormuz supone “alrededor de 10 u 11 millones de barriles diarios” de crudo varados y fuera de circulación.

    Esto, según el ejecutivo, equivale al 20 % del abastecimiento global que normalmente se destina a los mercados de exportación —calculados en torno a los 50 millones de barriles diarios—. La afectación es incluso mayor en los productos refinados: Pouyanné calculó que entre 4 y 5 millones de barriles diarios de derivados no logran salir de la región.

    El ejecutivo explicó que los precios del diésel y del combustible para aviones superan actualmente los valores de referencia del crudo. “El diésel está a USD 160 el barril y el combustible para aviones a USD 200. Por eso se ven las consecuencias”, afirmó, y destacó que, en el caso del gas natural licuado, los flujos de exportación de Catar están detenidos, con otro 20 % del mercado mundial de GNL varado.

    “Creo que podemos manejar la situación. Tenemos inventarios para 3 o 4 meses. Más allá de ese tiempo, será más sistémico”, reconoció.

    El cuello de botella que preocupa al mercado

    Un tema recurrente en la conferencia fue que el impacto del conflicto bélico en Medio Oriente no se limita al precio del petróleo: su influencia es mayor en los combustibles y en la logística energética global.

    Varios referentes señalaron que los márgenes internacionales de diésel y jet fuel se mantienen muy por encima de niveles históricos; en los períodos más críticos desde 2022, esos márgenes superaron los USD 60 por barril en Europa y Singapur, y aunque han disminuido, siguen oscilando entre USD 20 y USD 30. Ese encarecimiento no responde exclusivamente al precio del crudo, sino también a los crecientes costos logísticos y de seguros derivados de la volatilidad en la zona.

    La disrupción en el Estrecho de Ormuz se evidenció cuando, entre fines de febrero y comienzos de marzo de 2026, el tránsito de buques se redujo a cero, según cifras presentadas en el foro.

    Ese cuello de botella es, en la práctica, de naturaleza logística y aseguradora: tras la escalada del conflicto, las primas de riesgo de guerra para petroleros en la zona se dispararon de 0,25 % a 5 %. En términos concretos, hoy un petrolero puede llegar a pagar hasta USD 5 millones sólo en seguro para un trayecto por ese corredor energético.

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