La última tormenta invernal que azotó a Estados Unidos provocó una caída abrupta en la producción de petróleo, dejando fuera de operación hasta 2 millones de barriles diarios. Esto equivale al 15% de la producción nacional, una interrupción que evidenció nuevamente la fragilidad de la infraestructura energética ante fenómenos climáticos extremos.
Las temperaturas gélidas afectaron principalmente a la Cuenca Pérmica, epicentro de la actividad petrolera del país, donde se estimó una pérdida de hasta 1,5 millones de bpd en su punto más crítico. Chevron reportó congelamientos en las escotillas de sus instalaciones en Midland, Texas, mientras que ExxonMobil experimentó múltiples fallos en compresores de gas, esenciales para mantener activa la producción.
ConocoPhillips también redujo su extracción en unos 175.000 barriles por día, según fuentes vinculadas a la operación. Las condiciones extremas no solo provocaron el congelamiento de equipos petroleros, sino también interrumpieron el transporte de agua y el envío de personal técnico a los sitios afectados.
La producción de gas natural también cayó bruscamente. Rystad Energy estimó que se perdieron cerca de 20 bcfd, presionando aún más al mercado. Las refinerías tampoco escaparon al impacto. ExxonMobil tuvo que cerrar unidades en su complejo de Baytown, mientras que la refinería de Cenovus Energy en Ohio reportó fallas mecánicas por el frío, lo que podría retrasar su reinicio hasta finales de la semana.
En el norte, la producción de Dakota del Norte cayó entre 80.000 y 110.000 bpd, sumando al deterioro generalizado en la oferta de crudo del país.
La contracción en la oferta energética tuvo un reflejo inmediato en los mercados. Los futuros del gas natural subieron casi un 30% en un solo día, alcanzando los 6,80 dólares por MMBtu, su nivel más alto desde diciembre de 2022. A su vez, los precios mayoristas de electricidad se dispararon en varias regiones.
En Nueva Inglaterra, los precios se elevaron un 82%, mientras que en PJM West subieron más de un 360%, superando los 400 dólares por MWh, un pico no visto desde enero de 2014.
Además de la interrupción producción petrolera, la tormenta dejó sin suministro eléctrico a más de 810.000 usuarios. Las zonas más afectadas incluyeron el valle de Ohio, la región centro-sur y partes del noreste de EE.UU.. La red eléctrica más grande del país, PJM, reportó cortes de generación equivalentes al 16% de su capacidad, aunque logró sostener la demanda en momentos críticos.
Por su parte, el Southwest Power Pool, que opera en 14 estados, extendió su alerta por frío hasta el miércoles, anticipando posibles nuevas interrupciones.
Aunque la producción comenzó a recuperarse paulatinamente, se espera que el restablecimiento total no ocurra hasta el 30 de enero. Analistas del sector energético advierten que este evento refleja los límites del sistema ante climas extremos y resalta la necesidad de modernizar los protocolos de protección y respuesta rápida.
Las tormentas invernales extremas ya habían provocado disrupciones severas en el pasado, como en 2021, cuando se reportaron más de 200 alteraciones en instalaciones críticas. Esta nueva ola ártica, aunque con menos eventos registrados, ha generado un fuerte recordatorio de la exposición del sector energético estadounidense a los fenómenos meteorológicos intensos.
Una tormenta invernal histórica elevó los precios del gas natural en Estados Unidos a niveles no vistos desde 2022. Los futuros para febrero superaron los 7 dólares por millón de BTU, impulsados por el aumento de la demanda de calefacción y los cortes en la producción, que se redujo casi un 10% por el frío extremo. Esta subida, que tocó un máximo intradía de 7,439 dólares, se refleja también en los precios para marzo, que escalaron un 8%.
El impacto fue global. Las exportaciones estadounidenses de gas natural licuado cayeron bruscamente y provocaron preocupación en Europa y Asia, donde la demanda también crece por el frío prolongado. En Europa, los precios superaron los 43 euros por megavatio-hora, mientras los inventarios cayeron por debajo del 46% de su capacidad. A pesar de que Estados Unidos inició la tormenta con reservas sólidas, el consumo récord anticipa una de las mayores extracciones de almacenamiento registradas.
Saudi Aramco activó una nueva emisión de bonos internacionales en dólares como parte de su Programa Global de Bonos a Mediano Plazo. La oferta, dirigida exclusivamente a inversores institucionales, inició el 26 de enero y estará abierta hasta el 2 de febrero, con un valor mínimo de suscripción de 200 mil dólares. Aunque el monto total, retorno y vencimiento dependen del mercado, los bonos estarán listados en la Bolsa de Londres y regidos por normas internacionales de oferta como la Regla 144A/Reg S de la SEC estadounidense.
Entre los bancos colocadores activos figuran gigantes como Goldman Sachs, JP Morgan, HSBC, Citi y Morgan Stanley. El instrumento tendrá múltiples opciones de amortización y recompra, ajustadas también a condiciones de mercado, lo que permite flexibilidad tanto para la petrolera como para los tenedores de bonos. La emisión todavía requiere aprobación regulatoria antes de concretarse.
La petrolera Akrake Petroleum, filial de Rex International Holding, está terminando las operaciones de perforación en el pozo AK-2H, ubicado en el campo Sèmè, frente a las costas de Benín. Se espera que la producción comience en la primera semana de febrero. El pozo fue diseñado para extraer crudo de la parte occidental del yacimiento H6. En estos días, se están instalando los filtros y una bomba electrosumergible que permitirán iniciar la operación. Al mismo tiempo, se ultiman los trabajos de puesta en marcha de las unidades offshore Stella Energy 1 (plataforma de producción móvil) y Kristina (barco de almacenamiento y descarga).
Este desarrollo representa un nuevo paso para el grupo Rex, una compañía cotizada en Singapur que tiene presencia en Europa, Medio Oriente y África. En Benín, esta es una de sus apuestas más visibles, en una zona donde históricamente la producción ha sido baja pero con potencial técnico aún por explotar. La compañía aplica una tecnología propia que le permite reducir riesgos antes de perforar, al detectar líquidos con imágenes sísmicas.
India incrementó sus importaciones de petróleo crudo en diciembre a 21,59 millones de toneladas, el volumen más alto desde marzo de 2025. Esto representa un aumento del 1,6% frente a noviembre y del 6,9% respecto al mismo mes del año anterior. Aunque las compras de petróleo crudo subieron, las importaciones y exportaciones de productos refinados registraron una baja del 5,9% y 6% respectivamente, según datos preliminares del gobierno.
El repunte ocurre mientras las refinerías indias ajustan sus compras en medio de una menor dependencia del petróleo ruso. Empresas como BPCL están cerrando acuerdos con Petrobras, mientras que otras exploran opciones con Venezuela. Además, Reliance volverá a recibir cargamentos rusos en los próximos meses, aunque cumpliendo con las condiciones de las sanciones. Todo esto se da en un momento clave, en el que Washington evalúa retirar aranceles adicionales a India por su cambio en el patrón de importaciones.
