El precio del barril de petróleo se derrumbó, cayó sin parar más de un 27% en el último mes, pasando de los 97 dólares a los 70, el nivel más bajo desde que comenzó la guerra en Medio Oriente y que pone la cotización en los niveles de mitad de febrero, cuando el mercado regulaba la oferta por la falta de demanda.
El Brent, de referencia para Vaca Muerta y el mundo, se vende en el mercado de futuros a 70,62 dólares, mientras que el WTI norteamericano lo hace en 67,64 USD, precios que no se veían desde antes del ataque de Estados Unidos a Irán, que llevó todos los valores a superar los 100 dólares por primera vez desde la pandemia.
La caída del petróleo no responde a un solo motivo, sino a una tenaza que se cerró desde dos frentes al mismo tiempo. Del lado geopolítico, la distensión entre Estados Unidos e Irán le sacó al mercado su prima de riesgo: el Tesoro norteamericano habilitó por 60 días las transacciones con crudo iraní, Teherán ya exportó más de 40 millones de barriles desde que se levantó el bloqueo naval, y el tráfico de petroleros por el estrecho de Ormuz, por donde circula cerca de una quinta parte del comercio mundial de crudo, se normalizó a medida que avanzan las negociaciones en Doha. Del lado de la oferta, la OPEP+ eligió justo este momento para abrir la canilla: siete de sus miembros vienen aumentando la producción mes a mes, con otro incremento de 188.000 barriles diarios confirmado para julio, mientras Rusia exporta a niveles récord y acumula barriles en buques a la espera de comprador.
A esa combinación se le suma una demanda que no acompaña: el PMI manufacturero europeo apenas roza el umbral de expansión, las refinerías chinas no aceleran el ritmo de compra y un dólar fuerte, sostenido por una Reserva Federal que no baja las tasas, encarece el crudo para buena parte del mundo.
El resultado quedó a la vista en los propios precios de referencia de los productores: Arabia Saudita y Kuwait recortaron sus primas oficiales de venta para Asia en julio, un gesto que el mercado interpretó como señal de que ya empiezan a pelear por colocar barriles. Con ese diagnóstico, Citi bajó su proyección de Brent a 75 dólares para el tercer trimestre y a 70 para el cuarto, y los indicadores técnicos, aunque muestran sobreventa extrema, todavía no ofrecen señales claras de un rebote inmediato.
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¿Qué pasa en Vaca Muerta? ¿cuál es el equilibrio productivo en un escenario convulsionado? Un informe de la consultora Aleph Energy evaluó cuatro escenarios posibles combinando la variable fiscal con la inclusión o exclusión de ductos, plantas de tratamiento y reparaciones en el costo total del proyecto, y un pozo de petróleo promedio en la cuenca Neuquina necesita un precio del Brent de entre 48 y 61 dólares por barril para ser rentable, dependiendo de si el proyecto cuenta o no con los beneficios del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y de cómo se contabilicen los costos de infraestructura asociada.
El ejercicio toma como referencia un pozo tipo del cuarto trimestre de 2025: rama horizontal de 3.000 metros con 50 fracturas, producción máxima inicial de 1.028 barriles por día y una Recuperación Acumulada Estimada (EUR), cuánto petróleo total va a producir un pozo desde que empieza hasta que se agota, de 1.049 miles de barriles a lo largo de su vida útil. El costo de perforación y terminación base es de 14 millones de dólares, al que se le suma un 10% en facilidades propias del pozo. El umbral de rentabilidad se fijó en una Tasa Interna de Retorno (TIR) del 15% en dólares.
La diferencia entre escenarios es elocuente. En la versión más acotada —solo el pozo, sin RIGI— el breakeven es de 51 USD/bbl. Con RIGI, ese mismo pozo stand alone baja a 48 USD/bbl: tres dólares de alivio que provienen de reducir el Impuesto a las Ganancias del 35% al 25% y de limitar las retenciones a los primeros dos años de producción.
Cuando el análisis incorpora la infraestructura compartida, ductos intracuenca, plantas de tratamiento, reparaciones, que representan un 25% adicional sobre el costo base, el breakeven sube considerablemente: 61 USD/bbl sin RIGI y 57 USD/bbl con el régimen vigente. Son los números del proyecto completo, los que en la práctica enfrentan los operadores que deben desarrollar áreas sin infraestructura preexistente.
