Desafío EnergéticoEn menos de cuatro semanas, el mercado petrolero pasó de operar el mayor shock de oferta de su historia a anticipar uno de los superávits más significativos del último cuarto de siglo. El acuerdo de memorando de entendimiento firmado el 17 de junio entre Estados Unidos e Irán —que contempla la reapertura del Estrecho de Ormuz y el levantamiento del bloqueo norteamericano a los puertos iraníes— derrumbó el Brent desde un pico cercano a los US$ 126 a comienzos de abril hasta los US$ 77,42 por barril este martes 23 de junio. Es el nivel más bajo en casi tres meses, antes del estallido de la guerra entre Israel, Estados Unidos e Irán.
La velocidad del ajuste sorprendió a los propios analistas. Y el lunes 22 hubo una novedad que aceleró la baja: “Irán se ha comprometido al tránsito libre y abierto en el Estrecho de Ormuz y a permitir la entrada de inspectores del Organismo Internacional de Energía Atómica al país. Como parte del marco, Treasury ha emitido una licencia general temporal de 60 días que autoriza la producción, entrega y venta de petróleo iraní”, anunció en X el secretario del Tesoro Scott Bessent. La autorización, llamada General License X, permite a Irán vender petróleo libre de sanciones hasta las 12:01 del 21 de agosto a casi todos los países del mundo, incluido Estados Unidos.
La pregunta de fondo no es cuánto cayó el barril en una semana. Es cuánto más puede caer si el desbloqueo se sostiene, y qué implica eso para una cuenca como Vaca Muerta.
El dato más relevante de junio no salió de un banco de inversión sino de la Agencia Internacional de Energía (IEA). En su Oil Market Report del 17 de junio —la primera proyección oficial para 2027— el organismo con sede en París anticipa que la oferta global crecerá hasta los 110,3 millones de barriles diarios el próximo año mientras OPEP+ eleva sus objetivos de producción, contra una demanda que apenas avanzará 2 millones, hasta los 105,3 millones. La diferencia es brutal: un superávit de 5,05 millones de barriles por día.
Para dimensionar la cifra: en su informe de noviembre de 2025, antes de la guerra, la IEA proyectaba un exceso de oferta de 4,09 millones de barriles para 2026. El conflicto se llevó por delante esa proyección y postergó el reequilibrio un año. Pero el rebote será más fuerte que lo originalmente previsto, porque a la oferta no-OPEP+ que ya venía creciendo se le suma ahora el regreso del crudo iraní al mercado tras el levantamiento de sanciones.
La propia agencia señaló que el surplus “puede ofrecer un respiro al mercado y una oportunidad para reponer inventarios agotados o construir nuevas reservas estratégicas”. En términos de precios, eso significa una presión bajista sostenida durante todo 2027.
Las casas de inversión están reescribiendo sus proyecciones a toda velocidad. Las cifras que circulaban en mayo, cuando el Brent operaba por encima de los US$ 105, quedaron obsoletas en cuestión de días.
Escenario base (Goldman Sachs). Daan Struyven, co-jefe de Investigación de Commodities Globales del banco, comunicó el 16 de junio una proyección de Brent promediando US$ 80 a fin de año y US$ 75 en 2027, con riesgo sesgado al alza por inventarios bajos y la incertidumbre sobre Ormuz que sostiene un premio de disrupción incluso en el caso base.
Escenario base (EIA). La Administración de Información Energética de Estados Unidos, en su Short-Term Energy Outlook de junio, proyectó un descenso del Brent a un promedio de US$ 89 por barril en el cuarto trimestre de 2026, con la producción cerrada restableciéndose plenamente en el primer trimestre de 2027 y los inventarios globales volviendo a crecer, llevando los precios a un promedio de US$ 79 por barril en 2027.
Escenario bajista (Goldman Sachs). En un caso bajista que involucra recuperación más temprana de exportaciones, pérdidas de demanda más persistentes y oferta más fuerte, Brent podría promediar apenas por debajo de US$ 70 en el cuarto trimestre de 2026 y por debajo de US$ 60 en 2027.
Escenario extremo (JP Morgan). JP Morgan advierte sobre un reseteo hacia los US$ 30 si OPEP+ no logra gestionar el regreso del exceso de oferta, en una analogía con lo que sucedió tras la firma del JCPOA en 2015, cuando Brent cayó por debajo de los US$ 30 a inicios de 2016.
Las proyecciones pre-conflicto de la EIA (US$ 53-58/bbl para 2027) quedaron obsoletas con el shock. La proyección vigente del organismo norteamericano es de US$ 79 por barril promedio para 2027.
En la Argentina, los analistas leen el escenario con un matiz importante. Ninguno de los analistas consultados por el suplemento +e pronosticó un Brent por debajo de los 75 dólares el barril para el resto del año, un nivel que sigue siendo mucho más alto que el del 2025 y que representa una excelente señal tanto desde el punto de vista de la rentabilidad de Vaca Muerta y de las inversiones como del ingreso por exportaciones.
Más aún: la mayoría de las empresas, incluso bajo el efecto de la guerra, hacía sus proyecciones de largo plazo con un barril a 70 dólares. Es decir, el shock alcista del primer semestre fue ganancia extraordinaria; lo que se viene es el escenario que las propias compañías ya tenían modelado.
Según las proyecciones de la consultora Economía & Energía, que dirige Nicolás Arceo, 2026 tendría exportaciones energéticas de US$ 11.000 millones y un superávit de casi US$ 9.700 millones. La balanza energética elevaría su saldo positivo de US$ 7.800 millones del año pasado a más de 10.000 millones en 2026, según el mismo análisis.
Hay un dato estructural que diferencia este escenario de cualquier otro de la última década: la capacidad ociosa de OPEP+ se redujo significativamente. La salida de Emiratos Árabes Unidos del cartel, efectiva desde el 1° de mayo, llevó la capacidad excedente del bloque a un promedio de 2,5 millones de barriles diarios en 2027, frente a los 3,8 millones previos.
Eso significa que la “almohadilla” tradicional con la que el cartel modera caídas y picos pesa menos. JP Morgan lo lee como un riesgo para el piso de los precios: si la oferta no-OPEP+ sigue creciendo y la organización liderada por Arabia Saudita no puede coordinar recortes, el mercado podría desbordarse. Goldman, en cambio, lee la misma realidad como sostén: con inventarios globales en mínimos históricos y menor amortiguador, cualquier nuevo evento geopolítico volvería a inflar el premio de riesgo.
Struyven, de Goldman, sintetizó: la asimetría en los escenarios de riesgo es la señal clave para operar — US$ 50 de upside en el escenario de recuperación lenta contra solo US$ 20 de downside si los flujos se normalizan más rápido de lo esperado. Es decir: el techo se ve más alto que el piso.
Año | Rango (US$/bbl) | Driver principal |
2026 | 89-95 (anual) | Recuperación gradual de Ormuz |
2027 | 58-79 | Surplus 5,05 mb/d y regreso iraní |
2028 | 55-70 | Continúa el rebalanceo del mercado |
2029 | 60-75 | Posible pico de oferta no-OPEP+ |
2030 | 60-75 | Pico de demanda fósil (visión IEA) |
Por arriba de ese consenso hay dos voces disonantes. La IEA proyecta que la demanda global de petróleo se estabilizará cerca de los 106 millones de barriles diarios hacia finales de esta década. OPEP discrepa: en su World Oil Outlook 2025, el cartel proyecta una demanda creciente de 103,7 mb/d en 2024 a 113,3 mb/d para 2030, impulsada por un alza de 8,6 mb/d en el consumo de países no-OCDE. Goldman Sachs, por su parte, sostiene que el uso de petróleo aumentará hasta 2034, en parte debido a la demanda de mercados emergentes en Asia y la demanda de petroquímicos.
La diferencia no es académica: define si el negocio petrolero argentino enfrenta una década más de mercado robusto o una transición acelerada.
Los números operativos son conocidos en la industria. Según el último estudio de Aleph Energy, sin RIGI el costo de equilibrio se situaba en US$ 52 por barril de Brent; con los incentivos del régimen, el valor desciende a US$ 48 por barril. El consultor Daniel Dreizzen, titular de la firma, fue más directo en abril: “Ochenta dólares por barril sigue siendo un precio muy competitivo para invertir en Vaca Muerta. Sesenta y cinco dólares ya se acercan demasiado al breakeven, es decir, al precio de equilibrio para justificar nuevas inversiones”.
Daniel Montamat ubicaba el breakeven más abajo: cerca de los USD 35-40, con un Brent a USD 60, exportar sigue siendo rentable.
Cruzar esos números con los escenarios proyectados deja un mapa con tres zonas:
Zona verde (US$ 70-90). Rentabilidad alta, márgenes para reinversión y nuevas perforaciones. Es el rango donde se mueven hoy las proyecciones base de Goldman y EIA para 2026-2027 y donde los analistas locales ven el piso para el resto del año.
Zona amarilla (US$ 55-70). Rentabilidad sostenida en operaciones existentes, pero margen estrecho para decisiones de inversión incremental. Es la zona donde se ubican los escenarios bajistas para 2027-2029.
Zona roja (debajo de US$ 55). Riesgo serio para nuevos desarrollos. Es el escenario extremo de JP Morgan.
Un dato relevante: los principales motores del crecimiento de la producción de líquidos no-DoC en 2026, según OPEP, son Brasil, Estados Unidos, Canadá y Argentina; en 2027 serán Qatar, Brasil, Canadá y Argentina. Es la primera vez que el cartel reconoce a la Argentina con ese estatus en dos años consecutivos en sus informes oficiales.
La variable estructural que cambia el cálculo argentino tiene nombre propio: el Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). Según el cronograma oficial, la puesta en marcha está prevista para fines de 2026, con una capacidad inicial de transporte de 180.000 barriles diarios, que se incrementará progresivamente hasta superar los 550.000 barriles por día hacia 2027.
El sistema completo tendrá una extensión de 437 kilómetros entre Vaca Muerta y la terminal de Punta Colorada, en la costa rionegrina. La terminal estará preparada para operar con buques VLCC (Very Large Crude Carrier), lo que permitirá, por primera vez en la historia del país, el arribo de este tipo de embarcaciones de gran porte. El consorcio, integrado por YPF, Pan American Energy, Vista, Pampa Energía, Pluspetrol, Chevron, Shell, Tecpetrol y Gas y Petróleo del Neuquén, arrancará exportando 180.000 barriles por día, pasará a 377.400 a mediados de 2027 y escalará hasta 550.000 barriles diarios, probablemente en 2028.
La inversión total ronda los US$ 3.000 millones, con un project finance de US$ 2.000 millones otorgado por 14 bancos internacionales. Las exportaciones potenciales a plena capacidad superan los US$ 15.000 millones anuales.
Aunque el cronograma se mantiene en pie, hay un riesgo no menor que la guerra dejó instalado. “Si sigue el bloqueo hasta septiembre, tenemos un problema”, reconoció Horacio Marín, CEO de YPF, en referencia a las dificultades para traer las monoboyas de amarre, anticipando como alternativa traer una boya desde Latinoamérica con mayor costo. La paradoja es nítida: el mismo conflicto que durante meses infló los ingresos por exportación de Vaca Muerta puso en riesgo el oleoducto que va a multiplicarlos.
La caída del Brent no impacta de la misma forma en todas las cuencas argentinas. El informe de Montamat fue explícito: la caída del Brent hacia la zona de USD 60 impacta de manera mucho más crítica en las cuencas convencionales de Santa Cruz y Chubut (Cuenca del Golfo San Jorge) que en Vaca Muerta.
Esto vale para entender la asimetría regional. Mientras la cuenca neuquina puede sostener producción y exportaciones incluso en escenarios bajistas, los yacimientos convencionales del sur enfrentan un horizonte mucho más complejo. Si bien la producción conjunta de los yacimientos petroleros argentinos en 2025 fue de 46,1 millones de metros cúbicos —un 13% más que en 2024—, la producción sin Vaca Muerta fue de apenas 16,2 millones, un 4,1% menos que en 2024: la décima caída consecutiva.
Ningún escenario es lineal. El acuerdo entre Washington y Teherán arrastra tensiones residuales que pueden voltear la trayectoria en cuestión de días. La primera ronda de negociaciones de alto nivel entre Estados Unidos e Irán concluyó el lunes en Suiza con ambas partes acordando “una hoja de ruta” para alcanzar un acuerdo final en 60 días y establecer una línea de comunicación “para evitar incidentes” en el Estrecho de Ormuz, según anunciaron los mediadores de Pakistán y Qatar.
Pero los puntos de fricción siguen activos: el programa nuclear iraní, donde el vicepresidente JD Vance dice que Teherán acordó admitir inspectores y los iraníes lo niegan; el conflicto Israel-Hezbollah en Líbano; y el propio estado del estrecho, donde los mensajes contradictorios de Estados Unidos e Irán están inyectando incertidumbre adicional al mercado.
En lo operativo, el regreso a la normalidad es lento pero progresivo. El sábado pasaron 67 buques por el estrecho, frente a 55 el viernes, según el secretario de Energía Chris Wright, con la marina estadounidense escoltando vessels por una ruta sur. Irán envió más de 30 millones de barriles en la última semana. Más de 500 buques esperan poder salir del Golfo, y el proceso de asegurar que el canal esté libre de minas navales tomará semanas como mínimo. Las primas de seguro para tránsito siguen en niveles elevados.
Vandana Hari, fundadora de Vanda Insights en Singapur, fue cauta: “El descenso del crudo es enteramente impulsado por el sentimiento. El mercado está anticipando la reapertura prospectiva del Estrecho de Ormuz y probablemente está descontando el mejor escenario posible para la normalización de los flujos”.
Para Argentina, el escenario que viene combina dos lecturas que rara vez coinciden.
La oportunidad estructural es nítida: ser reconocida por OPEP entre los cuatro principales motores del crecimiento de la oferta global durante dos años consecutivos no es un gesto retórico. Con la entrada en operación del VMOS prevista para fines de 2026, la cuenca neuquina podrá despachar al mercado internacional sin los cuellos de botella logísticos que limitaron sus exportaciones durante 2024 y 2025. En un mundo con Brent en US$ 75-80, eso significa un flujo sostenido de divisas y la consolidación del rol del petróleo como principal producto de exportación argentino —posición que ya alcanzó en mayo de 2026 con ventas externas de crudo por US$ 1.172 millones, un incremento interanual del 322% respecto de los US$ 278 millones registrados en el mismo mes de 2025.
Hay además un dato fino que vale destacar para entender el blindaje argentino: durante los picos de la guerra, YPF aplicó un esquema de amortiguación que evitó trasladar completamente el shock externo a los consumidores, tomando como referencia un valor interno cercano a los USD 95 por barril para abastecer a las refinadoras. Esa decisión contuvo la inflación entonces y opera ahora como amortiguador inverso: la baja tampoco se traslada inmediatamente a los surtidores.
La advertencia es igual de nítida: el premio geopolítico que infló los precios entre 2022 y 2026 se desinfla. Si el escenario de la IEA se materializa y el Brent perfora los US$ 65 en 2027, Vaca Muerta seguirá siendo rentable, pero el margen para nuevos desarrollos se estrechará considerablemente. La eficiencia operativa, la negociación de la fiscalidad provincial y nacional, y las decisiones sobre el RIGI dejarán de ser variables secundarias para convertirse en el corazón de la disputa.
El desafío energético argentino, mirado desde Neuquén, no es solo producir más barriles. Es producirlos a un costo que aguante el escenario más bajista del ciclo. La gran prueba arranca el próximo año.
Fuentes consultadas
Agencia Internacional de Energía (Oil Market Report, junio 2026); EIA — Short-Term Energy Outlook (junio 2026 y archivos comparativos enero-mayo 2026); Goldman Sachs Commodities Research; JP Morgan; Morgan Stanley; OPEP (Monthly Oil Market Report y World Oil Outlook 2025); Aleph Energy (Daniel Dreizzen); Montamat & Asociados; Economía & Energía (Nicolás Arceo); Trading Economics; Investing.com; Fortune; CBC; CNN; NPR; Reuters; Al Jazeera; OilPrice.com; CRS / Congreso de EE.UU.; OFAC — General License X; declaraciones de Tamas Varga (PVM), Vandana Hari (Vanda Insights), Daan Struyven (Goldman Sachs), Horacio Marín (YPF), Scott Bessent (Treasury Department) y Chris Wright (Department of Energy)
