La Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) revisó a la baja sus proyecciones de demanda mundial de petróleo para 2026 y sostuvo que el menor consumo amortiguó el impacto de la crisis en el estrecho de Ormuz sobre los precios internacionales. En ese contexto, las estimaciones para el Brent continúan ubicándose por encima de los valores de equilibrio requeridos por los desarrollos de Vaca Muerta, aunque la rentabilidad seguirá condicionada por el régimen fiscal y las inversiones en infraestructura.

La Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) publicó su informe de Perspectivas Energéticas a Corto Plazo (STEO) correspondiente a junio y redujo sus previsiones para la demanda mundial de petróleo en 2026. El organismo atribuyó esa revisión a los elevados precios de los combustibles, la menor disponibilidad de crudo y las políticas implementadas por distintos gobiernos para moderar el consumo, especialmente en Asia. Como resultado, la demanda global promedió un millón de barriles diarios menos que el año anterior.

Ese menor consumo actuó, según la EIA, como un factor de contención frente al impacto que generaron las interrupciones del suministro desde Oriente Medio a través del estrecho de Ormuz sobre los precios internacionales del petróleo. En ese sentido, el informe advirtió que cualquier escenario que contemplara una recuperación plena de los inventarios, la producción y los flujos comerciales a los niveles previos al conflicto debía considerar la reconfiguración parcial que ya experimentó el mercado petrolero mundial.

El cierre prácticamente total del estrecho de Ormuz provocó importantes interrupciones tanto en la producción como en el transporte de crudo. Los productores de Oriente Medio redujeron su oferta en más de 11 millones de barriles diarios, situación que ocasionó una fuerte caída de las reservas mundiales, con un déficit promedio de 6,3 millones de barriles diarios durante el segundo trimestre de 2026 y de 7,6 millones durante el tercero. Como consecuencia, las reservas de petróleo de los países de la OCDE descendieron a su nivel más bajo desde 2003.

En ese contexto, la EIA estimó que la demanda mundial cayó en 1,1 millones de barriles diarios durante 2026 respecto del año anterior, aunque proyectó una recuperación de 2,5 millones de barriles diarios en 2027, impulsada por una baja de los precios internacionales y un incremento gradual de la producción en Oriente Medio.

La evolución de las cotizaciones reflejó esa dinámica. El organismo explicó que el Brent retrocedió en mayo luego de conocerse avances en un acuerdo entre Estados Unidos e Irán y por la desaceleración de la demanda. Sin embargo, durante junio y julio el barril promedió US$ 105 debido a las restricciones en los embarques, la menor producción y la caída de los inventarios. Una vez restablecidos los flujos de suministro, la EIA proyectó que el Brent promediará US$ 79 por barril en 2027.

Las restricciones en Ormuz también modificaron el comercio energético estadounidense. La menor disponibilidad de crudo en los mercados internacionales incrementó la demanda por petróleo de Estados Unidos y llevó las exportaciones netas de crudo y derivados a un récord de 5,8 millones de barriles diarios en abril, nivel que prácticamente se mantuvo durante mayo. El crecimiento se concentró principalmente en las ventas externas de diésel y combustible aeronáutico JP-1. Para el conjunto de 2026, la EIA estimó exportaciones netas promedio de 4,2 millones de barriles diarios, es decir, 1,4 millones más que en 2025.

En paralelo, el precio spot del gas natural Henry Hub promedió US$ 2,94 por MMBtu durante mayo, US$ 0,17 por encima del valor registrado en abril, impulsado por una mayor demanda del sector eléctrico asociada a temperaturas más elevadas. Sin embargo, el crecimiento de la oferta continuó superando al de la demanda, situación que moderó los precios respecto de las proyecciones anteriores. Para el segundo semestre de 2026, la EIA estimó un valor promedio de US$ 3,34 por MMBtu, prácticamente en línea con el registrado durante el mismo período de 2025.

Las proyecciones macroenergéticas del organismo indicaron, además, que el precio promedio del Brent alcanzará US$ 95 por barril en 2026, frente a los US$ 69 estimados para 2025, para luego retroceder hasta US$ 79 en 2027.

¿Qué implican esos precios para Vaca Muerta?

Las proyecciones internacionales adquieren especial relevancia para Argentina porque permiten dimensionar el nivel de precios que necesita Vaca Muerta para sostener la rentabilidad de sus desarrollos. En ese sentido, un informe elaborado por Aleph Energy calculó que un pozo tipo requiere un precio del barril Brent de entre US$ 48 y US$ 61 para alcanzar una tasa interna de retorno (TIR) del 15% en dólares, dependiendo del régimen fiscal aplicable y de la infraestructura considerada. El estudio evaluó cuatro escenarios que combinaron la aplicación del RIGI con los distintos costos de desarrollo.

El análisis tomó como referencia un pozo no convencional de 3.000 metros de rama horizontal y 50 etapas de fractura, con una producción máxima de 1.028 barriles diarios y una producción acumulada estimada de 1,049 millones de barriles. Además, proyectó una declinación de la producción del 60% durante el primer año, 35% el segundo, 30% el tercero, 20% el cuarto y 9% anual a partir del quinto. El informe destacó que el 24% de la producción total se obtiene durante el primer año, concentrando buena parte del valor económico del proyecto.

En el escenario de un pozo independiente (stand alone) sin RIGI, el costo de perforación asciende a US$ 14 millones, más un 10% adicional destinado a instalaciones e interconexión. A ello se suman costos operativos de US$ 6 por barril, transporte por US$ 3, regalías e Ingresos Brutos del 15%, impuesto a las Ganancias del 35% y retenciones a las exportaciones. Bajo esas condiciones, el precio de equilibrio se ubica en US$ 51 por barril de Brent. Con la incorporación del RIGI, la reducción del impuesto a las Ganancias al 25% y la aplicación de retenciones únicamente durante los primeros dos años reducen ese umbral hasta US$ 48 por barril.

Cuando el análisis incorpora la infraestructura necesaria para un desarrollo integral —como ductos intracuenca, plantas de tratamiento y reparaciones— el costo del proyecto aumenta un 25% respecto de la inversión inicial del pozo. En ese escenario, el precio de equilibrio asciende a US$ 61 por barril sin RIGI y desciende a US$ 57 con el régimen de incentivos.

Según Aleph Energy, la diferencia de hasta US$ 13 por barril entre el escenario más favorable y el más exigente evidencia el peso que tienen, en conjunto, la política fiscal y las inversiones en infraestructura sobre la rentabilidad de los desarrollos no convencionales de Vaca Muerta. De esta manera, los precios internacionales proyectados por la EIA se ubican por encima de los umbrales de rentabilidad calculados para los proyectos argentinos, aunque la viabilidad económica continúa dependiendo del esquema tributario y de la magnitud de las inversiones complementarias que requiera cada desarrollo.

La EIA proyectó una menor demanda de petróleo y anticipó un impacto limitado de la crisis en el estrecho de Ormuz sobre los precios

La Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) publicó su informe de Perspectivas Energéticas a Corto Plazo (STEO) correspondiente a junio y redujo sus previsiones para la demanda mundial de petróleo en 2026. El organismo sostuvo que los elevados precios de los combustibles, la menor disponibilidad de petróleo y las políticas implementadas por distintos gobiernos desaceleraron el consumo, especialmente en Asia, lo que derivó en una demanda global promedio de un millón de barriles diarios menos que la registrada el año anterior.

Según la EIA, esta menor demanda limitó el impacto que las interrupciones en el suministro desde Oriente Medio, a través del estrecho de Ormuz, ejercieron sobre los precios internacionales del crudo.

Según el Informe, cualquier escenario que contemplara una recuperación total de los inventarios, la producción y los flujos comerciales a los niveles previos al conflicto debía considerar la reconfiguración parcial que ya experimentó el mercado petrolero mundial.

El cierre prácticamente total del estrecho de Ormuz provocó importantes interrupciones tanto en producción como transporte. Los productores de Oriente Medio redujeron su producción en más de 11 millones de barriles diarios, lo que ocasionó una fuerte caída de las reservas mundiales, con un déficit promedio de 6,3 millones de barriles diarios durante el segundo trimestre de 2026 y de 7,6 millones durante el tercer trimestre. Como consecuencia, las reservas de petróleo de los países de la OCDE descendieron a su nivel más bajo desde 2003.

En ese contexto, la EIA estimó que la demanda mundial de petróleo cayó en 1,1 millones de barriles diarios durante 2026 respecto del año anterior, aunque proyectó una recuperación de 2,5 millones de barriles diarios en 2027, impulsada por una baja de los precios internacionales y un incremento gradual de la producción de crudo en Oriente Medio.

Respecto de los precios, el organismo explicó que las cotizaciones del Brent retrocedieron en mayo luego de conocerse avances en un acuerdo entre Estados Unidos e Irán y por la desaceleración de la demanda. Sin embargo, durante junio y julio el Brent promedió 105 dólares por barril debido a las restricciones en los embarques, la menor producción y la caída de los inventarios. Para 2027, la EIA proyectó un precio promedio de US$ 79 por barril, una vez restablecidos los flujos de suministro y la producción petrolera.

El informe también señala que el comercio exterior de Estados Unidos y señaló que el bloqueo incrementó la demanda por petróleo estadounidense.

Como resultado, las exportaciones netas de crudo y derivados alcanzaron un récord de 5,8 millones de barriles diarios en abril y se mantuvieron cerca de ese nivel durante mayo. El crecimiento se concentró principalmente en las ventas externas de diésel y JP1 aeronáutico. Para 2026, la EIA proyectó exportaciones netas promedio de 4,2 millones de barriles diarios, lo que representó un aumento de 1,4 millones respecto de 2025.

En el mercado del gas natural, el precio spot de Henry Hub promedió US$ 2,94 por MMBtu durante mayo, US$ 0,17 por encima del valor registrado en abril. El incremento respondió al aumento de la demanda del sector eléctrico provocado por temperaturas más elevadas. No obstante, la EIA señaló que la oferta continuó creciendo a un ritmo superior al de la demanda, situación que moderó los precios respecto de las proyecciones anteriores. Para el segundo semestre de 2026, el organismo estimó un precio promedio de 3,34 dólares por MMBtu, similar al observado durante el mismo período de 2025.

Las proyecciones macroenergéticas de la EIA indicaron, además, que el precio promedio del Brent alcanzaría US$ 95 por barril en 2026, frente a los US$ 69 estimados para 2025, y descendería hasta US$ 79 en 2027.

¿Y el costo argentino?

Un informe de la consultora Aleph Energy calculó que un pozo tipo de Vaca Muerta requiere un precio del barril Brent de entre US$48 y US$61 para alcanzar una tasa interna de retorno (TIR) del 15% en dólares, según el régimen fiscal y la infraestructura considerada. El estudio evaluó cuatro escenarios que combinan la aplicación del RIGI y los costos de desarrollo del proyecto.

El análisis tomó como referencia un pozo no convencional de 3.000 metros de rama horizontal y 50 etapas de fractura, con una producción máxima de 1.028 barriles diarios y una producción acumulada estimada de 1,049 millones de barriles. Además, proyecta una declinación de la producción del 60% durante el primer año, 35% el segundo, 30% el tercero, 20% el cuarto y 9% anual a partir del quinto. El informe destaca que el 24% de la producción total se obtiene durante el primer año, concentrando buena parte del valor económico del proyecto.

En el escenario de un pozo independiente (stand alone) sin RIGI, el costo de perforación asciende a US$14 millones, más un 10% adicional destinado a instalaciones e interconexión. A esto se suman costos operativos de US$6 por barril, transporte por US$3, regalías e Ingresos Brutos del 15%, impuesto a las Ganancias del 35% y retenciones a las exportaciones. Bajo estas condiciones, el precio de equilibrio se ubica en US$51 por barril de Brent. Con la incorporación del RIGI, la reducción del impuesto a las Ganancias al 25% y la aplicación de retenciones solo durante los primeros dos años permiten bajar ese umbral a US$48 por barril.

Cuando el análisis incorpora la infraestructura necesaria para un desarrollo integral —como ductos intracuenca, plantas de tratamiento y reparaciones—, el costo del proyecto aumenta un 25% respecto de la inversión inicial del pozo. En ese escenario, el precio de equilibrio asciende a US$61 por barril sin RIGI y se reduce a US$57 con el régimen de incentivos.

Según Aleph Energy, la diferencia de hasta US$13 por barril entre el escenario más favorable y el más exigente refleja el impacto combinado que tienen el régimen fiscal y la infraestructura sobre la rentabilidad de los desarrollos no convencionales en Vaca Muerta.