Ni el d贸lar, ni la inflaci贸n, ni el riesgo pa铆s. La variable econ贸mica que m谩s preocupa a las empresas de Vaca Muerta de cara al 2026 es la cotizaci贸n del barril internacional, que nuevamente entr贸 en un sendero bajista muy agresivo.

El Brent volvi贸 a perforar los 60 d贸lares al igual que en abril cuando se desat贸 la ola de aranceles de Trump y toc贸 el precio m谩s bajo desde el desplome durante la pandemia, algo que encendi贸 todas las alertas en la industria local.

Las m谩s preocupadas son las operadoras del convencional que, con costos m谩s altos, est谩n bordeando la l铆nea de flotaci贸n y ya estar铆an pr谩cticamente en rojo si no se hubiesen eliminado los derechos de exportaci贸n.

En tanto, las firmas que operan en el shale neuquino todav铆a conservan un margen de ganancias, pero con una espalda financiera menor que sus competidoras estadounidenses, este menor flujo de ingresos sin dudas ralentizar铆a sus inversiones y, por ende, el ritmo de crecimiento de la producci贸n.

Para colmo, muchos analistas como los de S&P Global dicen que el precio continuar bajando, incluso, hasta los 50 d贸lares por barril. Algo menos pesimista es la Administraci贸n de Informaci贸n Energ茅tica de Estados Unidos (EIA) que visualiza precios de 55 d贸lares para el Brent y de 51 d贸lares para el WTI.

JP Morgan y Goldman Sachs se ubican un paso m谩s adelante en sus pron贸sticos con un rango de entre 56 y 58 d贸lares, mientras que los futuros marcan un valor similar al actual (60 d贸lares) para el promedio del pr贸ximo a帽o.

En todos los casos, se trata de un valor entre un 25% y un 37% m谩s bajo en comparaci贸n con la cotizaci贸n media del 2024 cuando se ubic贸 alrededor de los 80 d贸lares el barril. Una ca铆da muy brusca que tendr铆a un impacto inevitable en la actividad local.

De manera indirecta tambi茅n golpea a los proyectos de GNL cuyos precios suelen estar atados a f贸rmulas ligadas al Brent y a mercados como el Henry Hub, el TTF y el JKM (que rigen los precios gas铆feros de Estados Unidos y las importaciones de gas licuado de Europa y Asia, respectivamente).

Los futuros de estos 煤ltimos dos, por ejemplo, se ubican en 9,2 d贸lares el mill贸n de BTU para el pr贸ximo a帽o, entre un 21% y 25% menos que el 2025. En cambio, el Henry Hub tendr铆a un incremento del 13% para situarse en 4 d贸lares.

La parte positiva, como adelant贸 Horacio Mar铆n en el brindis de fin de a帽o de YPF, es que los costos de perforaci贸n tambi茅n suelen seguir al precio del barril y sufrir铆an un abaratamiento que beneficiar铆a a aquellas firmas con resto de caja que puedan seguir invirtiendo.

Por eso, pensando en un crudo que podr铆a volver a aumentar en 2027 y teniendo en cuenta que ese a帽o entrar谩 en operaci贸n el VMOS lo que arrojar铆a un salto importante en la producci贸n no convencional argentina, muchas empresas est谩n buscando estrategias para sostener sus niveles de actividad, pese a este complejo panorama.

Algunas, aprovechando la baja del riesgo pa铆s con colocaciones de deuda a tasas m谩s competitivas que las conseguidas por el gobierno nacional en su regreso a los mercados, donde se lograron emisiones mayores a los 4.000 millones de d贸lares desde la fecha de las elecciones legislativas.

Otras, como YPF o Pluspetrol, vendiendo activos no estrat茅gicos como bloques convencionales o no core, o participaciones en otras empresas como Profertil y Metrogas, tal como explic贸 Mar铆n.