Datos concretos acerca de la producción y demanda de combustibles (gas, petróleo y biocombustibles) durante el mes de febrero de 2021.
Petróleo
En febrero de 2021, la producción de petróleo aumentó 0,8% respecto del mes anterior, y disminuyó 5,1% respecto de igual mes de 2020. Por otra parte, en los últimos doce meses la producción acumulada fue 6,8% inferior respecto a igual periodo anterior.
La caída respecto del mismo mes en 2020 se explica por los efectos de la pandemia en la actividad y la demanda local en niveles aún inferiores a los observados en la prepandemia.
Esto se refleja en una caída interanual importante en las principales cuencas. La cuenca Neuquina, donde se encuentra Vaca Muerta, aumentó su producción 2% respecto al mes anterior, mientras que es 1,8% inferior respecto de febrero de 2020. La cuenca Golfo San Jorge (la segunda cuenca productora en importancia), se mantiene en niveles similares a enero de 2020 y se redujo 7%, mientras que las cuencas Austral y Cuyana, que aportan poco al total, redujeron su producción 10,1 y 17,2, respectivamente. La cuenca Noroeste redujo su producción un 17,3%.
Respecto de la caída el 6,8% en la producción de petróleo, se destaca que en ninguna cuenca la producción anual se muestra creciente. La cuenca Neuquina representa el 48% de la producción y disminuye 3%, mientras que la Cuenca Golfo de San Jorge, con el 43% del total, se presenta con una disminución del 8,2% anual. La cuenca Noroeste presenta una reducción del 2,7% en el acumulado en doce meses, la cuenca Cuyana disminuye 14,7% anual y la cuenca Austral, 26,3%.
Desagregando por los principales operadores, se observa que YPF (47% de la producción total de petróleo ) aumentó su producción 1,5% en febrero respecto a enero de 2021, mientras que fue 3,8 % inferior respecto de igual mes del año anterior y 7,3% menor en el acumulado de los últimos doce meses respecto a igual periodo anterior. Pan American Energy, con una participación del 21% en el total, disminuyó su producción en un 0,6%, y respecto del mes anterior, 6,6%. Pluspetrol, SINOPEC y Tecpetrol redujeron su producción 4,5, 17 y 14,3% respectivamente. A su vez, estas empresas redujeron la producción acumulada en doce meses en 8,1, 21,4 y 1,6%, respectivamente. Por otra parte, Vista redujo su producción 2,1%, aunque aumentó 48,1 y 6,7% anualmente. El conjunto de las empresas restantes redujo su producción anual a 6,6%.
La caída respecto del mismo mes en 2020 se explica por los efectos de la pandemia en la actividad y la demanda local en niveles aún inferiores a los observados en la prepandemia.
Esto se refleja en una caída interanual importante en las principales cuencas. La cuenca Neuquina, donde se encuentra Vaca Muerta, aumentó su producción 2% respecto al mes anterior, mientras que es 1,8% inferior respecto de febrero de 2020. La cuenca Golfo San Jorge (la segunda cuenca productora en importancia), se mantiene en niveles similares a enero de 2020 y se redujo 7%, mientras que las cuencas Austral y Cuyana, que aportan poco al total, redujeron su producción 10,1 y 17,2, respectivamente. La cuenca Noroeste redujo su producción un 17,3%.
Respecto de la caída el 6,8% en la producción de petróleo, se destaca que en ninguna cuenca la producción anual se muestra creciente. La cuenca Neuquina representa el 48% de la producción y disminuye 3%, mientras que la Cuenca Golfo de San Jorge, con el 43% del total, se presenta con una disminución del 8,2% anual. La cuenca Noroeste presenta una reducción del 2,7% en el acumulado en doce meses, la cuenca Cuyana disminuye 14,7% anual y la cuenca Austral, 26,3%.
Desagregando por los principales operadores, se observa que YPF (47% de la producción total de petróleo ) aumentó su producción 1,5% en febrero respecto a enero de 2021, mientras que fue 3,8 % inferior respecto de igual mes del año anterior y 7,3% menor en el acumulado de los últimos doce meses respecto a igual periodo anterior. Pan American Energy, con una participación del 21% en el total, disminuyó su producción en un 0,6%, y respecto del mes anterior, 6,6%. Pluspetrol, SINOPEC y Tecpetrol redujeron su producción 4,5, 17 y 14,3% respectivamente. A su vez, estas empresas redujeron la producción acumulada en doce meses en 8,1, 21,4 y 1,6%, respectivamente. Por otra parte, Vista redujo su producción 2,1%, aunque aumentó 48,1 y 6,7% anualmente. El conjunto de las empresas restantes redujo su producción anual a 6,6%.
En febrero de 2021, la producción de petróleo aumentó 0,8% respecto del mes anterior, y disminuyó 5,1% respecto de igual mes de 2020.
Crudo convencional y no convencional
La producción de petróleo convencional, que representa el 75% del total, se mantuvo en niveles similares en febrero de 2021 respecto del mes anterior. A su vez, disminuyó 10,9 y 12,7 en los últimos doce meses respecto a igual periodo anterior.
La producción de petróleo no convencional, que ocupa el 25% del total anual, aumentó 3% en febrero de 2021 respecto al mes anterior. Además, creció 13,4% respecto a igual mes de 2020 y 16,7% en los últimos doce meses.
La producción de petróleo no convencional se incrementó 13,4% debido al aumento del 16,2% en el shale que compensó una disminución del 31,1% en la producción de tight oil.
La producción shale oil en los últimos doce meses aumentó 20,2% mientras que la de tight se redujo 24,9% en el mismo periodo. El shale oil es el único subtipo de petróleo que aumentó debido a que el tight oil presentó una importante disminución anual. En este sentido, en los últimos doce meses se observa una caída del 13% en la producción conjunta de convencional y tight que representan el 76% del total de la producción nacional.
La producción de petróleo no convencional, que ocupa el 25% del total anual, aumentó 3% en febrero de 2021 respecto al mes anterior. Además, creció 13,4% respecto a igual mes de 2020 y 16,7% en los últimos doce meses.
La producción de petróleo no convencional se incrementó 13,4% debido al aumento del 16,2% en el shale que compensó una disminución del 31,1% en la producción de tight oil.
La producción shale oil en los últimos doce meses aumentó 20,2% mientras que la de tight se redujo 24,9% en el mismo periodo. El shale oil es el único subtipo de petróleo que aumentó debido a que el tight oil presentó una importante disminución anual. En este sentido, en los últimos doce meses se observa una caída del 13% en la producción conjunta de convencional y tight que representan el 76% del total de la producción nacional.
Gas natural
La producción de gas natural disminuyó 1,7% en febrero de 2021 respecto al mes anterior. Por otra parte, la producción acumulada de los últimos doce meses fue 10,3% inferior al año anterior.
La producción de gas natural disminuyó en todas las cuencas tanto en términos interanuales como en el acumulado de doce meses . En la cuenca Neuquina disminuyó 14,6% y en Golfo San Jorge, 8,9%. Por otra parte, en las cuencas Austral, Noroeste y Cuyana disminuyeron 1,6, 9,1 y 1,4%, respectivamente.
La producción acumulada en los últimos doce meses muestra una significativa declinación en las principales cuencas del país: en la cuenca Neuquina disminuyó 12,5, mientras que en la cuenca Austral fue 4,5 menor. Estas dos cuencas concentran el 87% del total de gas producido en el país.
Sumados a la cuenca Neuquina, en los últimos doce meses la producción de gas natural presentó una fuerte disminución en las cuencas Golfo San Jorge y Noroeste que disminuyeron 1,4 y 8,2%, respectivamente. La cuenca Cuyana disminuyó la producción anual 6,1%.
Desagregando por principales operadores, se observa que YPF, que produce el 27% del gas en Argentina, redujo la producción en febrero de 2021 respecto a enero 1%, mientras produce 21,8% menos de gas que en igual mes del año anterior. A su vez, la producción acumulada de YPF en los últimos doce meses fue 21,5% inferior. En los últimos doce meses, YPF ha perdido 7,3 puntos porcentuales en la participación anual de la producción total, esto es equivalente a 8,8 MMm3/d. La producción total acumulada durante los últimos doce meses se redujo 10,3% (13.8 MMm3). Por su parte, en el mismo periodo la producción acumulada de YPF se redujo 21,5% (8,8 MMm3/d) explicando el 6,4% de la caída de la producción total de gas en el periodo.
Total Austral aumentó 3,5% su producción respecto a febrero de 2020. Sin embargo, durante los últimos doce meses su producción acumulada fue 0,6 inferior. Pan American, que representa el 10% de la producción total, redujo su producción 3,5% respecto a febrero de 2020. Por otra parte, disminuyó su producción anual 7,8%.
Estas tres empresas representan el 64% del total del gas producido y en conjunto redujeron 11,5% su producción acumulada en los últimos doce meses. Esto indica que la producción anual de las principales empresas productoras gas en Argentina se encuentra en un retroceso que, en la cuarentena, es liderado por YPF que explica el 87% de la caída en la producción de las tres grandes empresas.
Por otra parte, Tecpetrol con un peso 11% en el total, redujo su producción 12,6%. A su vez, la producción acumulada en doce meses fue 17,1% inferior respecto a igual periodo anterior.
La producción de gas natural disminuyó en todas las cuencas tanto en términos interanuales como en el acumulado de doce meses . En la cuenca Neuquina disminuyó 14,6% y en Golfo San Jorge, 8,9%. Por otra parte, en las cuencas Austral, Noroeste y Cuyana disminuyeron 1,6, 9,1 y 1,4%, respectivamente.
La producción acumulada en los últimos doce meses muestra una significativa declinación en las principales cuencas del país: en la cuenca Neuquina disminuyó 12,5, mientras que en la cuenca Austral fue 4,5 menor. Estas dos cuencas concentran el 87% del total de gas producido en el país.
Sumados a la cuenca Neuquina, en los últimos doce meses la producción de gas natural presentó una fuerte disminución en las cuencas Golfo San Jorge y Noroeste que disminuyeron 1,4 y 8,2%, respectivamente. La cuenca Cuyana disminuyó la producción anual 6,1%.
Desagregando por principales operadores, se observa que YPF, que produce el 27% del gas en Argentina, redujo la producción en febrero de 2021 respecto a enero 1%, mientras produce 21,8% menos de gas que en igual mes del año anterior. A su vez, la producción acumulada de YPF en los últimos doce meses fue 21,5% inferior. En los últimos doce meses, YPF ha perdido 7,3 puntos porcentuales en la participación anual de la producción total, esto es equivalente a 8,8 MMm3/d. La producción total acumulada durante los últimos doce meses se redujo 10,3% (13.8 MMm3). Por su parte, en el mismo periodo la producción acumulada de YPF se redujo 21,5% (8,8 MMm3/d) explicando el 6,4% de la caída de la producción total de gas en el periodo.
Total Austral aumentó 3,5% su producción respecto a febrero de 2020. Sin embargo, durante los últimos doce meses su producción acumulada fue 0,6 inferior. Pan American, que representa el 10% de la producción total, redujo su producción 3,5% respecto a febrero de 2020. Por otra parte, disminuyó su producción anual 7,8%.
Estas tres empresas representan el 64% del total del gas producido y en conjunto redujeron 11,5% su producción acumulada en los últimos doce meses. Esto indica que la producción anual de las principales empresas productoras gas en Argentina se encuentra en un retroceso que, en la cuarentena, es liderado por YPF que explica el 87% de la caída en la producción de las tres grandes empresas.
Por otra parte, Tecpetrol con un peso 11% en el total, redujo su producción 12,6%. A su vez, la producción acumulada en doce meses fue 17,1% inferior respecto a igual periodo anterior.
Gas convencional y gas no convencional
La producción de gas natural convencional, que representa el 57% del total, se redujo 1,9% en febrero de 2021 respecto al mes anterior mientras disminuyó 7,5% respecto a febrero de 2020 y 9,1 en el acumulado de los últimos doce meses.
La producción de gas natural no convencional disminuyó 1,5% en febrero de 2021 respecto a enero, mientras que se redujo 14,8% respecto de febrero de 2020. Por otra parte, presenta una caída anual mayor a la del convencional ya que disminuye 11,8% en el acumulado de doce meses.
La producción anual de shale y tight gas se redujeron anualmente. La producción de gas no convencional se redujo 14,8% debido una disminución del 16,9 y 11,9% en el shale y en el tight respectivamente. La producción acumulada en doce meses de shale gas, que representa el 24,1% de la producción total, disminuyó 9,2% mientras que la de tight disminuyó 15,1% anual, representando el 18,4% de la producción total. De esta manera, la producción de gas natural no convencional acumulada durante doce meses representó el 42,4% del total y presentó una caída del 11,8% respecto a igual periodo anterior.
Es importante destacar que el 75% de la producción de gas natural (convencional y tight) declina 10,6% anual . El aporte de Tecpetrol en Fortín de Piedra a la producción gasífera sigue siendo determinante en el dinamismo gasífero del país.
Durante los últimos doce meses, la producción anual de gas natural de Tecpetrol en el yacimiento Fortín de Piedra se redujo 17,5 % aportando 10,6 MMm3/d sobre un total de 120,9 Mm3/d (8,8% del total). Estos datos indican que Tecpetrol aportó 2,3 MMm3/d menos respecto del año anterior mientras que el total nacional se redujo 13,8 MMm3/d. De esta manera, Tecpetrol explicó el 16% de la caída en la producción de gas.
Dentro de la producción no convencional, el aporte de Tecpetrol a partir del yacimiento Fortín de Piedra, que representa el 20% del total del gas no convencional, se muestra como determinante al momento de evaluar las tasas de crecimiento.
La producción no convencional acumulada en doce meses cayó 11,8% anual, mientras que descontando la producción de Tecpetrol en el yacimiento Fortín de Piedra (10,6 MMm3/d anuales), la producción no convencional cayó 10,2% anual. Nuevamente, este dato es de particular importancia porque refleja que la producción anual decreciente de Tecpetrol aumentó considerablemente la tasa de crecimiento negativa. La producción de Tecpetrol a partir del yacimiento no convencional Fortín de Piedra continúa presentándose como determinante para analizar el desempeño de la producción de gas natural ya que afecta de manera significativa las tasas de crecimiento de la producción. Cabe destacar que gran parte de esta producción ha sido beneficiaria de los subsidios otorgados por la Resolución 46/2017 del Ex-MINEM que establece el programa de incentivos a la producción de gas natural no convencional.
La producción de gas natural no convencional disminuyó 1,5% en febrero de 2021 respecto a enero, mientras que se redujo 14,8% respecto de febrero de 2020. Por otra parte, presenta una caída anual mayor a la del convencional ya que disminuye 11,8% en el acumulado de doce meses.
La producción anual de shale y tight gas se redujeron anualmente. La producción de gas no convencional se redujo 14,8% debido una disminución del 16,9 y 11,9% en el shale y en el tight respectivamente. La producción acumulada en doce meses de shale gas, que representa el 24,1% de la producción total, disminuyó 9,2% mientras que la de tight disminuyó 15,1% anual, representando el 18,4% de la producción total. De esta manera, la producción de gas natural no convencional acumulada durante doce meses representó el 42,4% del total y presentó una caída del 11,8% respecto a igual periodo anterior.
Es importante destacar que el 75% de la producción de gas natural (convencional y tight) declina 10,6% anual . El aporte de Tecpetrol en Fortín de Piedra a la producción gasífera sigue siendo determinante en el dinamismo gasífero del país.
Durante los últimos doce meses, la producción anual de gas natural de Tecpetrol en el yacimiento Fortín de Piedra se redujo 17,5 % aportando 10,6 MMm3/d sobre un total de 120,9 Mm3/d (8,8% del total). Estos datos indican que Tecpetrol aportó 2,3 MMm3/d menos respecto del año anterior mientras que el total nacional se redujo 13,8 MMm3/d. De esta manera, Tecpetrol explicó el 16% de la caída en la producción de gas.
Dentro de la producción no convencional, el aporte de Tecpetrol a partir del yacimiento Fortín de Piedra, que representa el 20% del total del gas no convencional, se muestra como determinante al momento de evaluar las tasas de crecimiento.
La producción no convencional acumulada en doce meses cayó 11,8% anual, mientras que descontando la producción de Tecpetrol en el yacimiento Fortín de Piedra (10,6 MMm3/d anuales), la producción no convencional cayó 10,2% anual. Nuevamente, este dato es de particular importancia porque refleja que la producción anual decreciente de Tecpetrol aumentó considerablemente la tasa de crecimiento negativa. La producción de Tecpetrol a partir del yacimiento no convencional Fortín de Piedra continúa presentándose como determinante para analizar el desempeño de la producción de gas natural ya que afecta de manera significativa las tasas de crecimiento de la producción. Cabe destacar que gran parte de esta producción ha sido beneficiaria de los subsidios otorgados por la Resolución 46/2017 del Ex-MINEM que establece el programa de incentivos a la producción de gas natural no convencional.
Vaca Muerta en perspectiva
La producción de petróleo en la formación Vaca Muerta, en la cuenca Neuquina, aumentó 3,4, 16,2 y 19.9% durante los últimos doce meses. Representó el 27,2% del total producido en el país en 2021.
El principal productor de petróleo en Vaca Muerta es YPF, que representa el 61% de la producción de la formación y, durante los últimos doce meses, aumentó su producción acumulada 8,5%.
Los efectos limitantes de la pandemia sumados a una demanda notablemente reducida y precios bajos, aunque recuperados a partir de septiembre de 2020, han derivado en una reducción importante en los niveles de producción de las principales empresas en abril y mayo de 2020 que se ha recuperado a partir de junio de 2020. La producción de gas natural en Vaca Muerta se redujo 1,2% intermensual, 18,3% interanual y 9,3% durante los últimos doce meses.
Vaca Muerta representa el 23,2% del total del gas producido en el país en 2021. En este caso, hay tres operadores de importancia: Tecpetrol, que se constituye como el principal operador, YPF y Total Austral. En la formación Vaca Muerta Tecpetrol redujo su producción anual 17,7% mientras que la producción de YPF fue 28% menor. Por otra parte, Total aumentó 1,8% su producción en Vaca Muerta durante los últimos doce meses.
YPF y Tecpetrol explican la caída de la producción de Vaca Muerta en cuarentena ya que, en su ausencia, la producción en la formación aumentó 21,6% aportando 2 MMm3/d adicionales.
El principal productor de petróleo en Vaca Muerta es YPF, que representa el 61% de la producción de la formación y, durante los últimos doce meses, aumentó su producción acumulada 8,5%.
Los efectos limitantes de la pandemia sumados a una demanda notablemente reducida y precios bajos, aunque recuperados a partir de septiembre de 2020, han derivado en una reducción importante en los niveles de producción de las principales empresas en abril y mayo de 2020 que se ha recuperado a partir de junio de 2020. La producción de gas natural en Vaca Muerta se redujo 1,2% intermensual, 18,3% interanual y 9,3% durante los últimos doce meses.
Vaca Muerta representa el 23,2% del total del gas producido en el país en 2021. En este caso, hay tres operadores de importancia: Tecpetrol, que se constituye como el principal operador, YPF y Total Austral. En la formación Vaca Muerta Tecpetrol redujo su producción anual 17,7% mientras que la producción de YPF fue 28% menor. Por otra parte, Total aumentó 1,8% su producción en Vaca Muerta durante los últimos doce meses.
YPF y Tecpetrol explican la caída de la producción de Vaca Muerta en cuarentena ya que, en su ausencia, la producción en la formación aumentó 21,6% aportando 2 MMm3/d adicionales.
La producción de gas natural disminuyó 1,7% en febrero de 2021 respecto al mes anterior. Por otra parte, la producción acumulada de los últimos doce meses fue 10,3% inferior al año anterior.
Downstream
En el mes de febrero de 2021, las ventas de naftas y gasoil aumentaron 4,8% intermensual y disminuyeron 5,8% interanual.
Durante los últimos doce meses la demanda de combustibles líquidos cayó 18,8% respecto a igual periodo anterior. La disminución observada en las ventas de combustibles está explicado por una caída del 4,4% en las ventas de gasoil y del 7,6% en las ventas de las naftas.
Desagregando las ventas de naftas, en febrero de 2021 se observa una disminución respecto a igual mes del año anterior en la nafta súper (7,8%) y en las ventas de nafta ultra (6,8%).
Por su parte, la caída interanual en las ventas de gasoil se explica por un estancamiento del consumo de gasoil ultra y una reducción del gasoil común del 6,1%.
Por otra parte, las ventas de gasoil acumuladas durante los últimos doce meses disminuyeron 11,9% respecto a igual periodo anterior: las ventas de gasoil ultra fueron 18,4% menores mientras que las de gasoil común, que ocupa el 75% del gasoil comercializado, disminuyeron 9,7%. Las ventas acumuladas de naftas disminuyeron 28,8% en los últimos doce meses respecto a igual periodo anterior debido a la caída del 28,5% en las ventas de nafta ultra (25% del total comercializado) y del 29,6% en la nafta súper.
Durante los últimos doce meses YPF redujo las ventas acumuladas de gasoil y naftas un 14,4% y 32,5% respecto a iguales meses del año anterior. Es decir, por encima del total.
El Gas entregado en el mes de enero de 2021 (últimos datos disponibles) fue 104 MMm3/d. Las entregas totales disminuyeron 4,2% interanual.
La demanda acumula una reducción del 6,5% (7,7 MMm3/d) en los últimos doce meses corridos respecto a igual periodo del año anterior.
En términos desagregados por tipo de usuarios, el gas entregado a los usuarios residenciales aumentó 8,6% interanual, a la vez que en el acumulado del último año móvil presenta un aumento del 4,8% respecto a igual periodo del año anterior.
Por otra parte, el gas entregado a la industria fue inferior 4,7% intermensual y 32% interanual. A su vez, presenta una reducción anual de 10% en el acumulado anual.
Las centrales eléctricas consumieron 22,1% más en enero de 2021 respecto de diciembre de 2020, mientras que aumentaron su demanda 22% intermensual a la vez que acumulan una reducción del 4% anual en el consumo.
Durante los últimos doce meses la demanda de combustibles líquidos cayó 18,8% respecto a igual periodo anterior. La disminución observada en las ventas de combustibles está explicado por una caída del 4,4% en las ventas de gasoil y del 7,6% en las ventas de las naftas.
Desagregando las ventas de naftas, en febrero de 2021 se observa una disminución respecto a igual mes del año anterior en la nafta súper (7,8%) y en las ventas de nafta ultra (6,8%).
Por su parte, la caída interanual en las ventas de gasoil se explica por un estancamiento del consumo de gasoil ultra y una reducción del gasoil común del 6,1%.
Por otra parte, las ventas de gasoil acumuladas durante los últimos doce meses disminuyeron 11,9% respecto a igual periodo anterior: las ventas de gasoil ultra fueron 18,4% menores mientras que las de gasoil común, que ocupa el 75% del gasoil comercializado, disminuyeron 9,7%. Las ventas acumuladas de naftas disminuyeron 28,8% en los últimos doce meses respecto a igual periodo anterior debido a la caída del 28,5% en las ventas de nafta ultra (25% del total comercializado) y del 29,6% en la nafta súper.
Durante los últimos doce meses YPF redujo las ventas acumuladas de gasoil y naftas un 14,4% y 32,5% respecto a iguales meses del año anterior. Es decir, por encima del total.
El Gas entregado en el mes de enero de 2021 (últimos datos disponibles) fue 104 MMm3/d. Las entregas totales disminuyeron 4,2% interanual.
La demanda acumula una reducción del 6,5% (7,7 MMm3/d) en los últimos doce meses corridos respecto a igual periodo del año anterior.
En términos desagregados por tipo de usuarios, el gas entregado a los usuarios residenciales aumentó 8,6% interanual, a la vez que en el acumulado del último año móvil presenta un aumento del 4,8% respecto a igual periodo del año anterior.
Por otra parte, el gas entregado a la industria fue inferior 4,7% intermensual y 32% interanual. A su vez, presenta una reducción anual de 10% en el acumulado anual.
Las centrales eléctricas consumieron 22,1% más en enero de 2021 respecto de diciembre de 2020, mientras que aumentaron su demanda 22% intermensual a la vez que acumulan una reducción del 4% anual en el consumo.
La producción de bioetanol en base a maíz y caña de azúcar se redujo en enero de 2021 respecto a diciembre de 2020 25,7% intermensual y 20,6% interanual.
Biocombustibles
La producción de bioetanol en base a maíz y caña de azúcar se redujo en enero de 2021 respecto a diciembre de 2020 25,7% intermensual y 20,6% interanual. En el cálculo acumulado durante los últimos doce meses al mes de referencia la producción es 26,6% inferior.
A su vez, las ventas aumentaron en enero de 2021 respecto a diciembre de 2020 3,1% intermensual y son 13,7% inferiores a igual mes del año anterior. A su vez, fueron 29,8% menores en el cálculo acumulado de doce meses respecto a igual periodo anterior.
La producción de biodiésel aumentó en enero de 2021 respecto a diciembre de 2020 209% intermensual, aunque fue 73,3% interanual. A su vez, la producción es 50,2% en el último año móvil.
En enero de 2021, las ventas de biodiésel aumentaron respecto a diciembre de 2020 1129% intermensual debido a ventas virtualmente nulas en el último mes del año anterior. Por otra parte, las ventas fueron 56,2% interanual menores a las registradas el mismo mes de año anterior. En el año móvil registra una caída del 57,4. Las exportaciones de Biodiesel acumuladas en los últimos doce meses a enero de 2021 fueron 40,2% menores a igual periodo del año anterior.
Por último, la producción total de biocombustibles medida en toneladas aumentó en enero de 2021 3,1% intermensual y disminuyó 53,9% interanual. En el acumulado para el último año móvil es 43,5% inferior.
A su vez, las ventas aumentaron en enero de 2021 respecto a diciembre de 2020 3,1% intermensual y son 13,7% inferiores a igual mes del año anterior. A su vez, fueron 29,8% menores en el cálculo acumulado de doce meses respecto a igual periodo anterior.
La producción de biodiésel aumentó en enero de 2021 respecto a diciembre de 2020 209% intermensual, aunque fue 73,3% interanual. A su vez, la producción es 50,2% en el último año móvil.
En enero de 2021, las ventas de biodiésel aumentaron respecto a diciembre de 2020 1129% intermensual debido a ventas virtualmente nulas en el último mes del año anterior. Por otra parte, las ventas fueron 56,2% interanual menores a las registradas el mismo mes de año anterior. En el año móvil registra una caída del 57,4. Las exportaciones de Biodiesel acumuladas en los últimos doce meses a enero de 2021 fueron 40,2% menores a igual periodo del año anterior.
Por último, la producción total de biocombustibles medida en toneladas aumentó en enero de 2021 3,1% intermensual y disminuyó 53,9% interanual. En el acumulado para el último año móvil es 43,5% inferior.
Todas las publicaciones de:
Publicado en:
Número:
Mes:
Año: