La inestabilidad geopolítica y financiera influye sobre los precios del crudo y el apetito de los inversores por proyectos energéticos intensivos en capital.
“Predecir es muy difícil, especialmente si se trata del futuro”.
La frase, atribuida a Niels Bohr, uno de los pioneros de la mecánica cuántica –junto Albert Einstein, Max Planck, Werner Heizenberg y otros genios científicos-, sirve de cobertura perfecta a cualquiera que hoy se anime a pronosticar el precio del petróleo, sujeto no solo a los fundamentos del mercado –de por sí difíciles de precisar- sino también a la levedad de las previsiones geopolíticas en tiempos de Donald Trump.
“Los mercados petroleros están revalorizando rápidamente el riesgo geopolítico a medida que aumenta la probabilidad de una acción directa de EEUU contra Irán, escribió Jorge León, vicepresidente senior y jefe de análisis geopolítico de Rystad Energy. Y parecen tener en claro, subrayó el experto, que Trump es más firme a la hora de cumplir las amenazas militares que las comerciales.
- En junio de 2025 las amenazas de EEUU a Irán se materializaron en ataques directos contra activos nucleares y militares.
- En diciembre, tras acusaciones públicas de asesinatos sistemáticos de cristianos en Nigeria, EEUU atacó objetivos del ISIS en ese país.
- Y el 3 de enero de este año, tras semanas de presión externa sobre Nicolás Maduro, Trump lo hizo capturar y extraditar a EEUU.
La comparación con cómo se movieron los precios del petróleo antes del inicio de la guerra de 12 días del año pasado que involucró a EEUU, Israel e Irán sirve para evaluar la dinámica actual del mercado. Aquella vez en los dos días previos al ataque a las instalaciones nucleares iraníes los precios del petróleo aumentaron unos USD 3,7 el barril.
La ola de frío en EEUU y Canadá amplificó la respuesta de los precios, complicando los esfuerzos por aislar la prima geopolítica pura (León)
“La trayectoria actual de los precios muestra una reacción comparable, y ligeramente más fuerte”, destacó León, aunque también advirtió que no todo el reciente aumento es riesgo geopolítico. La ola de frío en EEUU y Canadá amplificó la respuesta de los precios, complicando los esfuerzos por aislar la prima geopolítica pura.
El último jueves el precio del crudo Brent -referencia para Argentina-, superó los USD 70 el barril y si bien el viernes la cotización del WTI caía por debajo de USD 65, “sigue en línea para que enero sea su mejor mes desde julio de 2023, sostenido por un premium de riesgo geopolítico en alza”, destacó por su parte Trading Economics.
Los precios actuales son casi 40% más bajos que cuando Rusia invadió Ucrania (Foroohar)
En la misma línea, Rana Foroohar, columnista de Financial Times, manifestó su asombro de que los precios actuales sean hoy casi 40% más bajos que cuando Rusia invadió Ucrania (febrero de 2022). Los mercados -considera- aún subestiman el riesgo geopolítico y hasta soslayan datos relevantes.
Por ejemplo, que –como destacó la Agencia Internacional de Energía- cerca de 80% de la actual producción de petróleo y 90% de la de gas natural del mundo proviene de campos que ya pasaron su pico productivo.
El nivel del Brent y el costo del capital condicionan la velocidad de expansión de Vaca Muerta frente a otros desarrollos de shale (Foto: Bloomberg)En los próximos 3 a 5 años, las petroleras norteamericanas deberán explorar fuera de EEUU y usar su expertise para desarrollar nuevas cuencas, porque la Permian (la más productiva y corazón del boom del shale en EEUU y países como la Argentina) parece haber hecho pico, dijo Bryan Sheffield, fundador de Parsley Energy. La propia Agencia de Información Energética de EEUU pronosticó que en 2026 la producción de ese país será de 13,6 millones de barriles (igual a 2025) y empezará a declinar en 2027.
Esos datos tal vez explican por qué Chevron sigue muy interesada en el desarrollo de Vaca Muerta y Continental Oil, de Harold Hamm, uno de los pioneros del fracking en EEUU, le compró el área Los Toldos II Oeste a la Argentina Pluspetrol ¿Es acaso el inicio de la reversión del proceso previo, que había visto la salida de empresas como la malaya Petronas y ExxonMobil, la petrolera más grande de EEUU?
¿Cuáles son, en este contexto los próximos pasos de Vaca Muerta? Hay procesos de inversión ya lanzados, pero el ritmo productivo y el aporte de capital en los próximos años dependerá mucho de la evolución del mercado internacional.
El ritmo productivo y el aporte de capital en los próximos años dependerá mucho de la evolución del mercado internacional
Pese a los factores geopolíticos, la consultora energética Montamat & Asociados mantiene una visión bajista sobre el precio del petróleo. “El crudo Brent se mantiene por debajo de los USD 65 por barril desde octubre y se prevé una caída de casi 10 dólares en 2026”, dice su más reciente informe de precios.
Y agrega: “la mayoría de los analistas prevén que, tras una ligera recuperación técnica hacia el segundo trimestre, el precio tienda a estabilizarse o caer hacia los USD 55 a finales de 2026 si se confirman los excedentes de stock de hasta 2 millones de barriles diarios”.
Para el país, este escenario de precios “bajos pero estables” (por encima de los costos de Vaca Muerta, que rondan los USD 35-40) permite mantener el ritmo de inversión en shale, aunque con márgenes de rentabilidad más ajustados que en 2024 (Foto: Reuters)El impacto en Argentina de la baja del crudo implica márgenes más estrechos para Vaca Muerta y mayores dificultades para los convencionales de Chubut y Santa Cruz.
Para el país, este escenario de precios “bajos pero estables” (por encima de los costos de Vaca Muerta, que rondan los USD 35-40) permite mantener el ritmo de inversión en shale, aunque con márgenes de rentabilidad más ajustados que en 2024. Un Brent a USD 60 es un punto de equilibrio delicado para Argentina, dice el informe de Montamat & Asociados.
El break-even (precio que recupera costos) en Vaca Muerta está cerca de los USD 35-40, precisa. Y con un Brent a USD 60, exportar sigue siendo rentable (pero) si el precio internacional cayera por debajo de los US$ 50, algunas empresas podrían ralentizar sus planes de expansión, lo que afectaría el ingreso de divisas esperado para el segundo semestre.
La caída del Brent hacia la zona de los USD 60 (con proyecciones de perforar los USD 55 a mediados de 2026) impacta de manera mucho más crítica en las cuencas convencionales de Santa Cruz y Chubut (Cuenca del Golfo San Jorge) que en Vaca Muerta”, dice el informe de Montamat.
El break-even (precio que recupera costos) en Vaca Muerta está cerca de los USD 35-40. Con un Brent a USD 60, exportar sigue siendo rentable (Montamat)
De hecho, si bien en 2025 la producción conjunta de los yacimientos petroleros de la Argentina fue de 46,1 millones de metros cúbicos de petróleo, un 13% más que en 2024, la producción sin Vaca Muerta fue de apenas 16,2 millones, 4,1% menos que en 2024, décima caída consecutiva y valor más bajo en lo que va del siglo.
Chubut registró una caída del 3,2%, a 7,2 millones de m3, casi un millón menos que hace diez años.
Santa Cruz produjo 3,5 millones de m3, la mitad de lo que producía hace un decenio, cuando su producción rozaba los 7 millones de m3.
Mendoza tuvo un retroceso de producción del 5,2%, a poco más de 3 millones de m3, el volumen más bajo de la serie de datos de la Secretaría de Energía, que arranca en 1999.
Solo Río Negro, sin ser una provincia petrolera importante, tuvo un buen resultado: su producción aumentó 6%, a 1,1 millones de m3, que sí sirve para mostrar que el declive de pozos maduros se puede revertir o atenuar con la aplicación de técnicas de recuperación secundaria o terciaria.
Sin Vaca Muerta y el «shale», la producción de petróleo y gas de la Argentina estaría en fuerte declinaciónExpresada en miles de barriles por día, la producción promedio de 2025 fue de 810.000 barriles diarios (ver arriba). Además, en diciembre se alcanzó un pico histórico de 878.000 barriles. La actividad se sostuvo con un promedio mensual de 40 pozos terminados y 29 plataformas de perforación activas.
En el segmento shale oil, se conectaron 33 pozos promedio por mes, precisó el último informe mensual de la consultora Economía y Energía, de Nicolás Arceo, ex vicepresidente de YPF, que precisa que la producción de shale oil se concentra en seis áreas que aportan el 66% del total: Loma Campana (18% del total, La Amarga Chica (14%), Bajada del Palo (13%) y Bandurria Sur (12%). El informe precisa también que en 2025 la exportación de crudo aportó USD 6.716 millones. A un promedio de USD 69 cada uno, se exportaron 266.000 barriles por día
De Venezuela a Argentina
En diálogo con Infobae, Daniel Montamat, expresidente de YPF, exsecretario de Energía y titular de la consultora Montamat & Asociados recordó que a principios del chavismo integró un grupo de especialistas que el BID envió a Caracas para evaluar la creación de un “fondo anticíclico” con los ingresos de PdVSA, la petrolera venezolana, que entonces producía 2,9 millones de barriles diarios y había llegado a producir 3,5 millones.
La desprofesionalización de la empresa bajo el chavismo tumbó la producción por debajo del millón de barriles diarios (Foto: Reuters)La desprofesionalización de la empresa bajo el chavismo tumbó la producción por debajo del millón de barriles diarios y Montamat cree que lo que suceda en Venezuela en los próximos años pesará mucho sobre el mercado mundial. “Si se re-profesionaliza, en algunos años PdVSA puede llegar a producir 2 millones de barriles diarios; es lo que también ve el mercado de futuros, que tiró el precio del barril por debajo de USD 50 para 2027″, dijo el experto.
La duda sigue siendo el nivel de recapitalización. “Si se limita a Chevron y la producción remonta a 1,3 o 1,4 millones de barriles, eso no cambia el panorama. En todo caso, la geopolítica está haciendo que los precios sean muy volátiles”, enfatizó Montamat, quien también recordó el fin del proceso de acumulación de inventarios petroleros de China.
«La geopolítica está haciendo que los precios sean muy volátiles”, dijo Daniel Montamat (Foto: Reuters)Para el especialista, sin embargo, más que las proyecciones de exportación de petróleo y gas, importa cómo Argentina use intermanete esos recursos. “Vaca Muerta es 70% gas, y con el gas a menos de USD 3 el millón de BTU tenemos muchas posibilidades de encadenar procesos productivos: fertilizantes, petroquímica, vehículos pesados con motor a gas en vez de gasoil, industrias electro-intensivas, alimentar centros de datos para Inteligencia Artificial”, enumeró. Pero para eso, advirtió, hay que seguir reduciendo la tasa de riesgo país –que pone un piso al costo del capital- y los costos de producción en Vaca Muerta.
“La parálisis de la química y la petroquímica europea es porque se les acabó el gas barato de Rusia. Muchas empresas europeas podrían relocalizarse acá. Pero eso no ocurre espontáneamente, hace falta estrategia para encadenar procesos y no limitarse a lo extractivo”, concluyó.
Luciano Codeseira, codirector del Instituto de Energía de la Universidad Austral, describió el momento actual como un punto de tensión entre variables favorables y restricciones crecientes.
“Vaca Muerta hoy está expuesta a un juego de fuerzas cruzadas: puede verse favorecida por precios internacionales del crudo más firmes, impulsados por la inestabilidad global y la lenta normalización de Venezuela, pero al mismo tiempo enfrenta un contexto financiero más exigente, con capital más caro y mayor competencia por inversiones”, dijo Codeseira.
Un mundo volátil y la lógica del shale
La dinámica internacional se caracteriza por una mayor sensibilidad a los eventos geopolíticos y cambios en el mapa energético global. En ese marco, Codeseira destacó una característica central del shale frente a la producción convencional.
“La gran diferencia de Vaca Muerta frente a la producción convencional es su lógica de ‘ciclo corto’: permite ajustar más rápido los niveles de inversión y producción frente a cambios en precios, tasas de interés o condiciones financieras. Esa flexibilidad operativa es una ventaja estratégica en un mundo volátil”, explicó.
La gran diferencia de Vaca Muerta frente a la producción convencional es su lógica de ‘ciclo corto’: permite ajustar más rápido los niveles de inversión y producción (Codeseira)
Pero esa capacidad de adaptación no elimina los requisitos estructurales del desarrollo. “Esa flexibilidad no reemplaza una condición básica: Vaca Muerta sigue necesitando inversiones intensivas y de largo plazo en infraestructura, como oleoductos, almacenamiento y capacidad exportadora. Sin esos activos, el potencial productivo no se puede transformar en valor económico”, advirtió Codeseira.
La infraestructura aparece así como un factor crítico para vincular la producción con los mercados internacionales en un escenario donde la competencia entre proyectos es cada vez más intensa.
“La experiencia internacional muestra que, en contextos de alta incertidumbre geopolítica, los inversores no miran solo la calidad del recurso. También evalúan la estabilidad macroeconómica, la previsibilidad regulatoria y la consistencia de las políticas públicas”, sostuvo Codeseira.
Fuente: infobae.com
