“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 a Albert Einstein, Max Planck, Werner Heisenberg y otros genios– sirve como refugio perfecto para quien hoy se atreva a estimar el precio del petróleo, condicionado no solo por los fundamentos del mercado –difíciles de precisar– sino también por la fragilidad de las previsiones geopolíticas en la era 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, subrayó el experto, parecen tener claro 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.
Comparar la evolución de los precios del petróleo con lo sucedido antes del estallido de la guerra de 12 días del año pasado, que involucró a EEUU, Israel e Irán, ayuda a dimensionar la dinámica actual del mercado. En aquella ocasión, en los dos días previos al ataque a las instalaciones nucleares iraníes, los precios del petróleo subieron unos USD 3,7 por 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 advirtió que no todo el reciente aumento responde al riesgo geopolítico. La ola de frío en EEUU y Canadá amplificó la respuesta de los precios, lo que complica aislar la prima geopolítica pura.
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El último jueves el precio del crudo Brent —referencia para Argentina— superó los USD 70 por barril y, aunque el viernes la cotización del WTI bajó 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”, resaltó 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, expresó su asombro porque los precios actuales sean casi 40% más bajos que cuando Rusia invadió Ucrania (febrero de 2022). Según ella, los mercados aún subestiman el riesgo geopolítico e incluso dejan de lado datos relevantes.
Por ejemplo, la Agencia Internacional de Energía advirtió que cerca del 80% de la actual producción de petróleo y el 90% de la de gas natural provienen de campos que ya superaron su pico productivo.
En los próximos tres a cinco años, las petroleras norteamericanas deberán explorar fuera de EEUU y aplicar su know‑how para desarrollar nuevas cuencas, porque la Permian —la más productiva y el corazón del boom del shale en EEUU y en países como Argentina— parece haber alcanzado su 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 que empezará a declinar en 2027.
Esos datos tal vez expliquen por qué Chevron mantiene un fuerte interés en el desarrollo de Vaca Muerta y por qué Continental Oil, de Harold Hamm, uno de los pioneros del fracking en EEUU, 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 en marcha, pero el ritmo productivo y el aporte de capital en los próximos años dependerán en gran medida 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”, señala su informe más reciente sobre precios.
Añade que “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”.
La baja del crudo impacta en Argentina con 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 sostener el ritmo de inversión en shale, aunque con márgenes de rentabilidad más ajustados que en 2024. Un Brent a USD 60 representa un punto de equilibrio delicado para Argentina, advierte el informe de Montamat & Asociados.
El break‑even (precio que recupera costos) en Vaca Muerta está cerca de los USD 35-40, precisa el estudio. Y con un Brent en USD 60, exportar sigue siendo rentable; pero si el precio internacional cayera por debajo de los USD 50, algunas empresas podrían frenar 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 que lo llevan a perforar los USD 55 a mediados de 2026) afecta de manera mucho más crítica a las cuencas convencionales de Santa Cruz y Chubut (Cuenca del Golfo San Jorge) que a Vaca Muerta, apunta 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)
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; pero la producción sin Vaca Muerta alcanzó apenas 16,2 millones, 4,1% menos que en 2024, la décima caída consecutiva y el valor más bajo del siglo.
Chubut registró una baja 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 una década atrás, cuando su producción rondaba los 7 millones de m3.
Mendoza tuvo un retroceso 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 comienza en 1999.
Solo Río Negro, sin ser una provincia petrolera de gran escala, mostró un resultado positivo: su producción aumentó 6%, a 1,1 millones de m3, lo que demuestra que el declive de pozos maduros puede revertirse o atenuarse aplicando técnicas de recuperación secundaria o terciaria.
Expresada en miles de barriles por día, la producción promedio de 2025 fue de 810.000 barriles diarios. 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 en promedio 33 pozos por mes, precisa el informe mensual de la consultora Economía y Energía, de Nicolás Arceo, ex vicepresidente de YPF. La producción de shale oil se concentra en seis áreas que aportan el 66% del total: Loma Campana (18%), La Amarga Chica (14%), Bajada del Palo (13%) y Bandurria Sur (12%). El informe señala también que en 2025 la exportación de crudo aportó USD 6.716 millones; a un promedio de USD 69 por barril 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 comienzos del chavismo integró un grupo de especialistas que el BID envió a Caracas para estudiar 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 3,5 millones.
La desprofesionalización de la empresa bajo el chavismo desplomó la producción por debajo del millón de barriles diarios, y Montamat estima que lo que ocurra en Venezuela en los próximos años tendrá un fuerte impacto en 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 además recordó el fin del proceso de acumulación de inventarios petroleros de China.
Para el especialista, más que las proyecciones de exportación de petróleo y gas, importa cómo Argentina utilice internamente 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 electrointensivas, alimentar centros de datos para Inteligencia Artificial”, enumeró. Pero advirtió que para eso hace falta reducir la tasa de riesgo país —que fija un piso al costo del capital— y disminuir los costos de producción en Vaca Muerta.
“La parálisis de la química y la petroquímica europea se explica porque se les acabó el gas barato de Rusia. Muchas empresas europeas podrían relocalizarse acá, pero eso no ocurre de forma espontánea: hace falta una 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 a 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.
Los movimientos en productores relevantes amplifican tendencias más amplias. “Lo que ocurre en Venezuela no define por sí solo el futuro de Vaca Muerta, pero sí amplifica tendencias que ya existen: en un mundo donde la geopolítica vuelve a dominar la agenda energética, los países que logren reducir sus vulnerabilidades internas serán los que mejor puedan captar las oportunidades externas”, añadió.
Producción, emisiones y demanda global de energía
La discusión sobre el rol de los hidrocarburos se desarrolla al mismo tiempo que el debate global sobre la descarbonización. Roberto Carnicer, director del Instituto de Energía de la Universidad Austral, planteó que la estrategia argentina adopta un enfoque pragmático, alineado con la demanda energética mundial. “El desafío no es dejar de producir hidrocarburos, sino reducir sus emisiones con eficiencia, tecnología y mecanismos de captura”, afirmó.
Según Carnicer, el país apunta a duplicar la producción de gas y petróleo destinada a la exportación en los próximos cinco años, con un impacto ambiental acotado. Según el inventario nacional de 2022, Argentina representa el 1% de las emisiones globales de CO₂ equivalente. Dentro del total nacional, el 50% corresponde al sector energético y solo el 6% —equivalente a 0,024 gigatoneladas— se vincula con emisiones fugitivas asociadas a la producción y transporte de gas y petróleo.
El desafío no es dejar de producir hidrocarburos, sino reducir sus emisiones con eficiencia, tecnología y mecanismos de captura (Carnicer)
“Duplicar la producción para la exportación implicaría un aumento de apenas 6%, volumen que puede compensarse mediante captura natural y eficiencia”, aseguró Carnicer.
El académico de la Universidad Austral contextualizó esos números en una tendencia global de largo plazo: entre 1970 y 2024 la demanda energética mundial se triplicó, al pasar de 200 a 650 exajoules, mientras que el carbón mantuvo una participación estable del 27%. Asia elevó su peso del 15% al 49% del consumo energético global, con matrices dominadas por el carbón en torno al 50%. En ese escenario, sostuvo que el crecimiento económico sigue necesitando energías accesibles.
“Así como la tecnología es la esperanza para un mundo con menos emisiones, la misma ya participa para lograr hidrocarburos con menor intensidad de emisiones”, afirmó Carnicer, al mencionar herramientas como la captura, las soluciones basadas en la naturaleza, la eficiencia energética y la electrificación.
Precios, infraestructura, competitividad
Desde la óptica empresarial, Leonardo De Lella, Managing Director & Partner de BCG, analizó los desafíos para que Vaca Muerta dé un salto adicional en producción. “Vaca Muerta ha demostrado que puede escalar producción de forma consistente y eficiente, lo que confirma la madurez operativa del play. Sin embargo, para dar un salto significativo en producción se requiere un entorno que permita sostener inversiones”, destacó.
De Lella señaló que la rentabilidad del shale argentino sigue siendo competitiva por la calidad del crudo y las eficiencias logradas, con precios de equilibrio en torno a USD 45 por barril. No obstante, advirtió que niveles más bajos de precios internacionales “comprimen márgenes y, por ende, la generación de flujo de caja que se puede reinvertir”.
A ello se suma el costo del financiamiento, que continúa siendo elevado en comparación con otros desarrollos de shale, aunque con expectativas de mejora si disminuye el índice de riesgo país.
La infraestructura vuelve a aparecer como un eje central. “La expansión y mejora de la infraestructura es un factor prometedor, pero requiere consolidación.
La expansión y mejora de la infraestructura es un factor prometedor, pero requiere consolidación (De Lella)
VMOS es un pilar clave y representa una palanca fundamental para Vaca Muerta, al reducir costos de evacuación, facilitar el acceso a mercados internacionales y mejorar su competitividad”, explicó De Lella, quien además mencionó la necesidad de avanzar en mejoras viales para reducir costos logísticos.
Sobre el escenario internacional de precios y la situación en Venezuela, De Lella recomendó cautela. “Es importante tomar las proyecciones de precios con cautela y más bien observar señales de mercado”, afirmó.
Si bien un Brent en torno a USD 55 podría afectar la capacidad de reinversión, De Lella consideró que el impacto de Venezuela será limitado en el corto plazo. “Incluso bajo escenarios de normalización de políticas y entrada de capital externo, los incrementos productivos serán graduales y se extenderán por varios años”, evaluó.
En ese marco, el efecto sobre Vaca Muerta sería “modesto”, más ligado a cambios en los diferenciales de crudo que a un shock de oferta. Además, destacó que el desarrollo del shale argentino está impulsado mayormente por compañías locales, con menor exposición a decisiones globales de reasignación de capital.
En conjunto, las opiniones de los especialistas convergen en un diagnóstico común: el escenario internacional ofrece oportunidades para Vaca Muerta, pero exige condiciones internas que reduzcan riesgos, consoliden la infraestructura y mejoren la competitividad.
Como sintetizó Codeseira, “transformar el potencial geológico de Vaca Muerta en desarrollo sostenible exige un marco institucional sólido, capaz de acompañar un sector intensivo en capital pero cada vez más flexible en lo operativo”.
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