Drill, Baby, Drill
Los secretarios de Energía e Interior del gobierno de Estados Unidos, Chris Wright y Doug Burgum, conversaron por teléfono con los jefes de las cuatro majors del petróleo y les pidieron que perforaran más en las cuencas de su país.
El llamado duró 45 minutos y se organizó desde el Consejo Nacional de Dominio Energético (NEDC, National Energy Dominance Council), el brazo operativo que la administración de Donald Trump creó por decreto para coordinar política energética. La vocera de la Casa Blanca, Taylor Rogers, lo condensó en una frase: “desde el primer día, el Presidente viene pidiendo a las compañías “drill, baby, drill””.
La urgencia del llamado no es macro, es política. El precio promedio del galón de gasolina en los Estados Unidos cruzó los u$s 4, casi u$s 1 más que hace un año, y las elecciones legislativas de noviembre están cada vez más cerca. El Brent cerró ese jueves en u$s 99,39 por barril; el WTI, en u$s 94,69. Ambos referenciales llevan por encima de u$s 95 buena parte de marzo y abril, con picos que llegaron a u$s 119 el mes pasado.
La respuesta operativa llegó del tablero antes que del comunicado. El rig count del Permian, publicado por Baker Hughes al viernes 17 de abril, se mantuvo sin cambios en 242 equipos activos, 47 menos que un año atrás.
El total nacional cayó a 543, el nivel más bajo desde agosto de 2021.
Las compañías independientes de exploración y producción rastreadas por TD Cowen confirmaron que planean mantener el gasto de capital plano en 2026, tras un recorte cercano al 4% en 2025.
La Administración de Información Energética (EIA — Energy Information Administration) proyecta que la producción del Lower 48 caerá 0,1 millones de barriles diarios en 2026 respecto del récord de 13,6 millones de 2025. La industria del shale de los Estados Unidos llegó a la primera contracción proyectada desde el boom.
El mecanismo que dejó de funcionar
Durante quince años, el parque shale de los Estados Unidos fue el oferente marginal global del crudo. Cuando el Brent subía, los rigs respondían en tres a seis meses y la producción seguía en seis a doce. Ese mecanismo está roto. Con el Brent sostenido por encima de u$s 95 durante gran parte de marzo y abril, los rigs no subieron: cayeron, y lo hicieron en la cuenca más prolífica del hemisferio.
La explicación tiene tres capas superpuestas. La primera es contractual. Desde 2020, los inversores institucionales que dominan el capital del oil & gas de los Estados Unidos exigen retorno al accionista, dividendos y reducción de deuda antes que crecimiento de producción. Chevron y ExxonMobil priorizan las recompras; Occidental Petroleum paga la deuda de la compra de CrownRock; Continental Resources es de capital privado, pero responde a la misma lógica de retorno. Ninguno perfora por instrucción presidencial.
La segunda capa es geológica. La productividad marginal del Permian viene estabilizándose tras años de ganancias por laterales más largos y más etapas de fractura por pozo. El inventario de locaciones de máxima calidad en Delaware y Midland es finito y está a la vista del mercado. Cada pozo nuevo exige progresivamente más capex para el mismo resultado. La ecuación vuelve a pedir precio más alto, no menor.
La tercera capa es la volatilidad inducida. Los productores citan el binario abierto sobre el Estrecho de Ormuz como razón explícita para no comprometer capex incremental. El alto al fuego entre los Estados Unidos e Irán vence el miércoles 22 de abril. El sábado 18 de abril, la Armada de los Estados Unidos incautó un buque iraní en el Golfo de Omán; el domingo 19 de abril, Teherán reimpuso el cierre del estrecho tras acusar a Washington de violar el acuerdo. Entre el viernes y el lunes, el WTI cayó 11% y rebotó 6% en sesiones consecutivas.
Vandana Hari, fundadora de la firma de análisis del mercado de crudo Vanda Insights, lo resumió ante Reuters en términos secos: “el mercado de futuros se ve un poco quebrado”. Ningún comité de capex aprueba un programa de perforación plurianual sobre un gráfico así.
Hamm como caso testigo
Un cuarto nivel de análisis que puede mencionarse, más narrativo que estructural, tiene nombre y apellido: Harold Hamm.
En enero, con el crudo en torno a u$s 65 por barril, el empresario decidió frenar la perforación de su compañía, Continental Resources, en la cuenca de Bakken por primera vez en tres décadas. Hamm, uno de los pioneros del shale estadounidense y amigo y asesor de Trump, declaró en público que sin u$s 80 por barril no había “drill, baby, drill” posible.
En marzo, en el marco de Argentina Week de Nueva York, Continental consagró a Vaca Muerta como su quinto core asset global y firmó con Pluspetrol la incorporación de las áreas Los Toldos I Sur y Pampa de las Yeguas I, ubicadas en Neuquén con potencial en Vaca Muerta.
En ese contexto, el empresario le pidió al gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, acelerar la licitación de 15 áreas de la cartera de la petrolera provincial GyP. Entre ambas fechas, con el Brent sostenido por encima de u$s 100 por semanas, no reanudó la actividad en Dakota del Norte.
El jueves 16 de abril, Hamm estaba entre los CEOs convocados por la Casa Blanca. La asistencia específica al llamado no se confirmó públicamente y Continental no emitió comunicado posterior. Pero la secuencia de decisiones de capital de la compañía ya había sido tomada. El capital no rotó a Vaca Muerta porque el Brent esté alto sino que rotó porque el breakeven es bajo, la curva de declinación es joven y la previsibilidad macro post-RIGI cierra la ecuación que el Bakken, con u$s 80 como piso operativo declarado, ya no cierra.
La lectura argentina de este escenario comienza con el spread de elasticidad relativa. Si el parque productor de los Estados Unidos perdió capacidad de respuesta al precio, el equilibrio global de oferta queda más dependiente de OPEP+ y de los oferentes no-OPEP con inventario joven. Vaca Muerta entra en la segunda categoría.
Rystad Energy y Wood Mackenzie ubican el breakeven del core de la formación en un rango de u$s 35 a u$s 45 por barril en boca de pozo. El costo de transporte hasta exportación FOB agrega entre u$s 10 y u$s 14 según el corredor. Con el Brent a u$s 95, cada barril exportado es margen operativo excepcional. La advertencia que hizo Larry Fink desde BlackRock hace apenas tres semanas, sobre un crudo a u$s 150 y su impacto sobre la economía global, operaba sobre la misma tesis: si el oferente marginal queda cautivo de Wall Street y Ormuz se mantiene restringido, la prima de riesgo solo puede subir.
El diferencial estructural de Vaca Muerta respecto del Permian es el espesor de la roca madre. La formación neuquina preserva entre 220 y 400 metros de sección productiva en las ventanas de petróleo y gas, contra los 60 a 90 metros de Wolfcamp A y B en el corazón del Delaware. Eso permite desarrollo multi-pad con espaciamientos que el Permian ya agotó y curvas de recuperación por pozo que todavía están en fase temprana de descubrimiento.
Un segundo elemento a tener en cuenta a nival local es la rotación del capital shale. Que Continental Resources haya firmado con Pluspetrol, entrado en cuatro bloques de Pan American Energy y pedido acelerar la licitación de GyP, es evidencia operativa. Que esa licitación de 15 bloques, con apertura formal fijada el 19 de agosto, se haya adelantado dos años respecto del calendario original es evidencia regulatoria. El capital shale de los Estados Unidos no está saliendo del negocio, más bien está buscando geografía donde el retorno marginal todavía justifica el capex.
Hay un tercer elemento que entra en juega que es la ventana de negociación para Argentina LNG y para VMOS (Vaca Muerta Oil Sur). Mientras el alto al fuego entre los Estados Unidos e Irán vence el miércoles 22 de abril y Ormuz sigue siendo un binario no resuelto, JP Morgan avanza en la estructuración del financiamiento de proyecto por hasta u$s 16.000 millones para Argentina LNG, el consorcio que integran YPF, ENI y XRG/ADNOC, con consultas ya a más de 200 instituciones financieras.
En tanto, el oleoducto VMOS, que a la fecha tiene un 58% de avance según la última cobertura, apunta a operación comercial en la ventana 2026-2027. La disciplina de capital que paralizó al Permian y la previsibilidad regulatoria que sostiene al RIGI funcionan, para un operador internacional, como dos caras de la misma moneda.
El llamado de 45 minutos del jueves pasado terminó, según Burgum en el evento Semafor World Economy del mismo día, con la industria “leaning in”. El rig count publicado al día siguiente por Baker Hughes, como ya se mencionó, dijo otra cosa: 242 en el Permian, 543 en el total nacional. La distancia entre ambas lecturas, la del funcionario y la del tablero, es, por ahora, lo único que aún no se puede fracturar.