Petróleo en baja: cuál es el precio que enciende luces amarillas sobre la rentabilidad de Vaca Muerta

Con el posible fin del conflicto en Medio Oriente, los mercados reaccionaron de inmediato y el precio del petróleo, que tuvo en vilo al mundo durante más de 100 días, cayó al piso más bajo de los últimos tres meses. Al cierre de esta nota, el barril de Brent cotizaba en USD 72,24. La buena noticia del acuerdo entre Estados Unidos e Irán -y la reapertura del estrecho de Ormuz- abre dos interrogantes para Argentina: ¿en qué nivel se estabilizará el crudo? y si ¿la baja puede llegar a hacer tambalear proyectos en Vaca Muerta?

Las opiniones de los especialistas sobre el precio del crudo para lo que resta del año son diversas, aunque hay un punto de coincidencia: el barril no volverá a los USD 60 que se esperaban antes del conflicto. Ese escenario tiene consecuencias directas para el país.

Por su perfil exportador, a la Argentina le conviene un precio alto. Durante los meses de tensión geopolítica, Vaca Muerta fue el principal impulsor de un salto exportador sin precedentes: en mayo, según el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec), las exportaciones de bienes alcanzaron un récord de USD 9.537 millones.

El rubro de combustibles y energía llegó a USD 1.745 millones, con una variación interanual de 167,1%. Las cantidades exportadas de petróleo crudo crecieron 78,5% y los precios, 49,9%. El ministro de Economía, Luis Caputo, dijo ante ese dato: “La balanza comercial energética registró el mayor saldo positivo de toda la serie, con un superávit de USD 1.543 millones“.

Pero la otra cara de la moneda es la de las inversiones. Y ahí el precio que marque el mercado en los próximos meses será determinante.

En diálogo con Infobae, Daniel Montamat, ex secretario de Energía, dijo: “Si los precios vuelven a bajar y llegan a los USD 50, estamos con algunos problemas”. El breakeven de la formación neuquina se ubica por debajo de ese nivel, pero rozarlo ya alcanza para complicar la ecuación.

Antes del conflicto en Medio Oriente, los contratos a futuro del Brent rondaban USD 55 el barril, lo que entonces generaba preocupación sobre la competitividad de la formación. La irrupción de la guerra empujó los valores hasta superar USD 100, pero el acuerdo entre Washington y Teherán los devolvió a la zona de 70 dólares.

Para Montamat, ese escenario extremo no es el más probable para este año ni para el próximo. De hecho, el conflicto dejó como saldo una baja significativa de los inventarios en Europa, China y Estados Unidos, y esa reposición de reservas sostendrá la demanda aun cuando la economía global esté ralentizada. Aun así, el exfuncionario advirtió sobre otro frente de riesgo: las tensiones dentro de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y la OPEP ampliada.

“Si se relajan las restricciones de oferta del cártel productivo, eso puede traducirse en una mayor oferta”, agregó Daniel Montamat. Su proyección es que el barril se mantendrá por encima de USD 60 tanto en 2026 como en 2027, lo que no afectaría la competitividad de la formación.

El economista Julián Dreizzen trazó una línea similar. A USD 80 por barril, Vaca Muerta mantiene su atractivo para el capital. Pero si el precio se aproxima a USD 65 -el nivel previo al conflicto-, la ecuación cambia. “Ese valor roza el breakeven“, advirtió, en referencia al precio mínimo necesario para que un proyecto resulte rentable.

Por debajo de ese umbral, varios proyectos de desarrollo podrían perder atractivo financiero. Otros actores de la industria ubican ese piso en USD 50 por barril, aunque aclaran que el número varía según la eficiencia y la planificación de cada operadora.

Un análisis de la consultora Aleph Energy reveló que el punto de equilibrio para un pozo de crudo en Vaca Muerta oscila entre USD 48 y USD 61 por barril de Brent, según el tipo de proyecto y el régimen fiscal aplicado. Los cálculos se realizaron descontando flujos de caja al 15% anual en dólares -la tasa de retorno mínima exigida por los inversores- y modelan un pozo tipo no convencional con una rama horizontal de 3.000 metros y 50 fracturas.

El estudio distingue dos escenarios. En el más acotado -el pozo considerado de forma aislada, sin infraestructura adiciona-, el punto de equilibrio se ubica en USD 51 por barril sin el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y baja a USD 48 con ese beneficio fiscal. Cuando el análisis incorpora la infraestructura completa -ductos intracuenca, plantas de tratamiento y reparaciones-, los números suben: USD 61 sin RIGI y USD 57 con el régimen.

En total, cuatro puntos de equilibrio distintos que van de USD 48 a USD 61 por barril, según cómo se combine el régimen fiscal con el alcance del proyecto.

El costo del pozo asciende a USD 14 millones más un 10% en instalaciones propias; al sumar la infraestructura compartida, ese valor se incrementa un 25% adicional. El pozo tipo acumula una producción de 1,049 millones de barriles a lo largo de su vida útil, con un pico de 1.028 barriles diarios. La declinación es pronunciada al inicio -60% en el primer año, 35% en el segundo- y se estabiliza en torno al 9% anual a partir del quinto año. Ese perfil concentra el 24% de la producción total en el primer año, lo que hace que el precio del crudo en los primeros meses de operación sea determinante para la rentabilidad.

El RIGI emerge como una variable de peso en el análisis. Bajo ese régimen, el Impuesto a las Ganancias baja del 35% al 25% y las retenciones a la exportación se aplican solo durante los dos primeros años. Esa combinación reduce el breakeven entre tres y cuatro dólares por barril, una diferencia que puede resultar decisiva cuando el crudo opera cerca del piso.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, ya había anticipado en marzo -al inicio del conflicto- la postura de la compañía frente a la volatilidad del crudo. “El precio del petróleo hoy es muy difícil de estimar. Había opiniones que adelantaban que iba a bajar. Por eso lo que uno tiene que hacer es preparar a la compañía para ese precio. Nosotros nos preparamos para precios bajos, cosa de no tener que cambiar el programa de inversión“, afirmó en un evento organizado por el medio especializado EconoJournal.

Marín descartó en ese momento acelerar inversiones para aprovechar la suba transitoria. “Una guerra es un cisne negro para los precios. A nivel personal, creo que esto es transitorio. Adelantar inversiones por un efecto transitorio no tiene sentido y, además, no lo podemos hacer por una cuestión de cuellos de botella”, sostuvo. El consenso que circulaba entonces entre analistas apuntaba a una estabilización cerca de los USD 70 por barril después del segundo semestre. “Después de eso nadie lo sabe”, reconoció.

YPF destinará cerca de USD 40.000 millones entre 2025 y 2030 al desarrollo de sus operaciones en la formación, con USD 6.000 millones previstos solo para 2026. La compañía reporta costos de extracción de USD 4 por barril en shale -muy por debajo de los breakevens calculados por Aleph Energy-, aunque esos valores no incluyen infraestructura ni costos fiscales.

Daniel Montamat sintetizó el desafío estructural que enfrenta el sector con independencia del precio coyuntural: “Somos tomadores de precios, la referencia Brent internacional, pero somos formadores de costos”.

En esa lógica, reducir el riesgo país para acceder a financiamiento más barato, bajar los costos logísticos -“todavía son caros en la Argentina”- y eliminar los regímenes de compre local para aumentar la competencia en el sector de servicios son, según el ex secretario de Energía, las palancas disponibles para mejorar la ecuación.

“Todo lo que sea reducción de los costos logísticos y levantar estos regímenes de compre local o contratación local para que haya más competencia en el sector servicios, todo eso va a hacer a la mayor competitividad de Vaca Muerta“, afirmó Montamat.