El precio del crudo Brent otorgó en los últimos días un aliciente para las inversiones en Vaca Muerta. La variable geopolítica vuelve a poner los precios en torno a los US$ 70 por barril, en un freno a la presión bajista que puede resultar momentáneo, en un mercado que pronostica una creciente oferta de petróleo en el mundo y particularmente desde Sudamérica.
En lo estructural, el escenario que más inquieta a la industria en Vaca Muerta es de un precio por debajo de los US$55 por barril, algo que la Administración de Información Energética (EIA) de los EE.UU. pronostica hasta 2027. Esto explica en parte la decisión del gobierno de Javier Milei de incluir entre las actividades beneficiadas por el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) la explotación y producción de nuevos desarrollos de hidrocarburos líquidos y gaseosos costa adentro.
La cotización del crudo Brent, el precio de referencia para las inversiones en la formación de hidrocarburos no convencionales en Neuquén, tocó la semana pasada los 72 dólares por barril, su nivel más alto en seis meses.
En esa línea, el Brent opera en la apertura de este martes a 71 dólares por barril. Es un precio más que ideal en los términos que suele plantear el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, sobre la competitividad alcanzada en los no convencionales.
El precio del Brent y la rentabilidad de YPF según Horacio Marín
El líder de la petrolera de bandera defiende que YPF es rentable aún con un precio de 45 dólares por barril. “Tal como dije en Nueva York, nuestros pozos son rentables incluso si el barril se cotiza a US$ 45. No obstante, con ese precio obviamente no podríamos avanzar a la velocidad que llevamos ahora, ya que sería más difícil conseguir el financiamiento”, declaró Marín el año pasado en una entrevista en Dínamo Stream.
La EIA pronostica que el precio del Brent promediará por debajo de los US$ 60 por barril durante 2026 y 2027 debido al crecimiento en los inventarios mundiales de petróleo, en donde destacarán países de Sudamérica como la Argentina, Brasil y Guyana.
En lo coyuntural, los precios actuales reflejan cómo los mercados están interpretando potenciales interrupciones de suministro generadas desde la política internacional. Concretamente, preocupa una potencial escalada militar de los EE.UU. e Israel contra Irán si fracasan las conversaciones programadas para este jueves sobre un nuevo acuerdo en torno al programa nuclear iraní.
La influencia del Brent en la inversión en Vaca Muerta
La evolución del Brent marcará el ritmo de aceleración de la inversión en upstream por parte de las operadoras en Vaca Muerta durante el 2026, de cara al aumento significativo en la capacidad de evacuación y exportación de petróleo crudo a partir de la puesta en operación del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) programado para fines de este año.
El oleoducto de 437 kilómetros de extensión entre Neuquén y la Terminal Punta Colorada en Río Negro contará con una capacidad de transporte de 180.000 barriles diarios cuando comience a operar en diciembre próximo. El esquema de ampliación proyecta escalar esa cifra hasta los 550.000 barriles diarios durante 2027, con la posibilidad técnica de alcanzar un pico de 720.000 barriles si la demanda del mercado internacional lo requiere.
Con la certeza de que el problema del cuello de botella en la infraestructura de exportación estará resuelto para el año próximo, las operadoras ahora mirarán al Brent y otras variables para definir en los próximos meses cuántos equipos de perforación tendrán operativos.
La experiencia del año pasado en Vaca Muerta puede ser predictiva. Un relevamiento de EconoJournal arrojó que la cantidad de equipos de perforación activos en la cuenca neuquina en julio pasado había disminuido a 31 equipos (rigs), tres menos que en abril pasado (34).
El retiro de equipos correlacionó en ese momento con el precio del Brent que perforó los 70 dólares por barril hacia finales de marzo y desde entonces se mantuvo practicamente por debajo de esa cotización.
De todas formas, las ganancias en eficiencia en Vaca Muerta ayudan a sostener la producción e incluso incrementarla marginalmente a pesar de tener menos equipos activos, lo que explica el récord histórico de producción nacional de petróleo crudo registrado en 2025, con una producción que en octubre alcanzó los 859.500 barriles diarios.
Esas ganancias se miden por la cantidad de etapas de fracturas y las longitudes de perforación alcanzadas. Según datos elaborados por Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, el año 2025 cerró con 23.896 etapas, un 34% por encima del 2024, que finalizó con 17.814.
Por el lado de la perforación horizontal, las operadoras siguen batiendo récords en la longitud de las ramas laterales. Por caso, YPF superó los 5000 metros en ramas laterales en el bloque Loma Campana.
, Nicolás Deza
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