Petróleo de tres cifras
El mercado petrolero volvió a mirar hacia el golfo Pérsico. Los futuros del Brent cerraron el viernes en u$s 116,72 por barril, con una suba de 3,14% en la jornada y el valor más alto desde el 29 de abril. El impulso vino de la escalada de ataques de los hutíes de Yemen contra objetivos en Arabia Saudita, el mayor exportador de crudo del mundo, y de la expectativa de nuevas acciones militares contra Irán. Este lunes el contrato retrocedió cerca de 1,8% y operó en torno a los u$s 114,60, cerca de sus máximos de seis meses.
Para la Argentina, un shock de este tipo tiene otro signo que en las crisis petroleras de décadas anteriores. Hoy el país es vendedor neto de crudo y cada dólar de suba suma del lado de los ingresos. Según la Secretaría de Energía, la producción nacional de crudo promedió en septiembre 973.700 barriles diarios, el registro más alto de la serie, con una suba de 3,2% contra agosto y de 15,5% interanual. Vaca Muerta aportó 698.500 barriles por día, el 71,7% del total, y dejó al país a 26.300 barriles del millón diario.
El comercio exterior ya registra ese cambio. De acuerdo con el INDEC, los aceites crudos de petróleo encabezaron en septiembre el ranking de productos exportados, con ventas por u$s 1.127 millones, el 11,2% del total, por delante de la harina de soja y el maíz. Entre enero y septiembre, la balanza comercial energética acumuló un superávit de u$s 9.427 millones.
El Brent alto se convierte en caja para las operadoras
La distancia entre el precio y el costo explica por qué el ciclo encuentra bien parada a la cuenca. Vista Energy informó para el segundo trimestre un lifting cost de u$s 4,5 por barril equivalente, 4% por debajo de un año atrás, en el balance que incorporó los activos comprados a Equinor. YPF reportó para el mismo período un costo de extracción subyacente de u$s 4,0 por barril equivalente en su hub de shale oil.
Del otro lado de la ecuación, el precio realizado sube con el Brent. Vista vendió su petróleo entre abril y junio a un promedio de u$s 89,4 por barril, un 44% más que un año antes, y la compañía atribuyó la mejora a la cotización internacional y a mejores diferenciales. El 72% de sus ventas de crudo en el período fue al exterior.
El Medanito, el crudo liviano de la cuenca, se exporta con referencia al Brent y un diferencial que se mueve con la calidad y el flete. Vista, de hecho, informó mejores diferenciales en el segundo trimestre. Con costos operativos de un dígito, el margen por barril se amplía con cada escalón del precio internacional. Las provincias productoras cobran regalías sobre el valor de esa producción, de modo que la suba también llega a sus cuentas.
YPF mantiene el buffer y el surtidor absorbe la suba en cuotas
Desde abril, YPF aplica un esquema de amortiguación de precios, el buffer, que traslada a los combustibles solo una parte de los movimientos del Brent. La última actualización fue de 1% promedio en nafta y gasoil a fines de septiembre, y la compañía la comunicó como parte de ese esquema, que mantiene vigente mientras se extienda el conflicto en Medio Oriente.
El mecanismo tiene una contracara que Horacio Marín explicó en mayo en su cuenta de X: la compañía lleva una cuenta compensadora con el ingreso que difiere y, cuando el conflicto termine, mantendrá los precios estables durante el tiempo necesario para recuperarlo. En julio, el buffer ya había mostrado sus tiempos, con una fase inversa de cinco semanas que quedó a mitad de camino del equilibrio. Con el barril otra vez arriba de u$s 110, esa recuperación vuelve a correrse hacia adelante.
El equilibrio tiene dos puntas. Trasladar el Brent pleno al surtidor pesa sobre la inflación y sobre el volumen de ventas. Sostener un descalce prolongado, en cambio, achica la señal de precio para el refino local.
VMOS y Duplicar Norte entran en servicio pronto
Un barril a u$s 115 rinde en la medida en que haya caños, bombas y muelles para sacarlo, y la cuenca está a pocos meses de un salto de capacidad. En el Oil&Gas Tech Forum de la AHK Argentina, Gustavo Chaab, gerente general de VMOS, ubicó el primer buque de Punta Colorada entre febrero y marzo de 2027. La rampa prevista arranca con 180.000 barriles diarios en el primer trimestre, sube a 390.000 a mitad de año y llega a 550.000 a fin de 2027, con una obra marina pensada para 750.000.
Aguas arriba, Oldelval avanza con Duplicar Norte, el ducto de 24 pulgadas que lleva el crudo del norte neuquino hasta Allen, de donde parten tanto su sistema troncal como el propio VMOS. La obra, de unos u$s 400 millones y a cargo de Techint, alcanzó el 60% de avance y, según Ricardo Hösel, CEO de Oldelval, estará terminando hacia fin de año. Con ambas obras en servicio, Hösel calculó que la Cuenca Neuquina podrá llegar a más de 1,4 millones de barriles diarios de capacidad de evacuación.