El Brent vuelve a superar los US$ 70 y mejora el clima de inversión en Vaca Muerta

El precio del crudo Brent volvió a ubicarse por encima de los US$ 70 por barril durante la última semana, alcanzando los US$ 72, su nivel más alto en seis meses, en un contexto atravesado por tensiones entre Estados Unidos e Irán.

En la apertura de este martes, el Brent operaba en torno a los US$ 71 por barril, un valor que representa un alivio para la industria hidrocarburífera argentina, especialmente para los desarrollos no convencionales en Neuquén.

El escenario más preocupante para las operadoras en Vaca Muerta es un Brent por debajo de los US$ 55, nivel que la Administración de Información Energética (EIA) de EE.UU. proyecta para 2026 y 2027 en función del crecimiento de la oferta global, con protagonismo de países sudamericanos como Argentina, Brasil y Guyana.

En ese marco, el Gobierno nacional incluyó la explotación de nuevos desarrollos hidrocarburíferos dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), buscando sostener la competitividad del sector frente a un eventual ciclo de precios más bajos.

Rentabilidad y precio de equilibrio

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, ha sostenido que la compañía es rentable incluso con un barril a US$ 45, aunque reconoció que a ese nivel sería más complejo sostener el ritmo actual de expansión por las dificultades de financiamiento.

La dinámica del Brent no solo impacta en la rentabilidad operativa, sino también en el acceso a crédito y en la velocidad de ejecución de los planes de perforación y completación.

VMOS y la capacidad de evacuación

La evolución del precio internacional será determinante para definir el ritmo de inversión en 2026, especialmente ante la próxima entrada en operación del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).

El oleoducto, de 437 kilómetros entre Neuquén y la Terminal Punta Colorada en Río Negro, tendrá una capacidad inicial de transporte de 180.000 barriles diarios cuando comience a operar en diciembre. El esquema de ampliación prevé escalar a 550.000 barriles diarios en 2027, con potencial técnico de alcanzar los 720.000 barriles si la demanda lo requiere.

Con el cuello de botella logístico en vías de resolverse, las operadoras deberán definir en los próximos meses la cantidad de equipos de perforación activos en función del precio del Brent y otras variables financieras.

Lecciones del año pasado

La experiencia reciente en la Cuenca Neuquina mostró una correlación directa entre precio y actividad. En julio pasado había 31 equipos de perforación activos, tres menos que en abril, en un contexto donde el Brent había perforado los US$ 70 y se mantenía por debajo de ese umbral.

Sin embargo, las mejoras en eficiencia permitieron sostener e incluso incrementar la producción pese a la menor cantidad de rigs. En 2025 se alcanzó un récord nacional de 859.500 barriles diarios en octubre.

Las ganancias de productividad se reflejan en el aumento de etapas de fractura —23.896 en 2025, un 34% más que en 2024— y en la extensión de las ramas laterales, con YPF superando los 5.000 metros en el bloque Loma Campana.

En este contexto, un Brent estabilizado por encima de los US$ 70 no solo mejora la rentabilidad inmediata, sino que refuerza la señal de inversión en una etapa clave para consolidar la expansión exportadora del shale argentino.