El desempeño del sector hidrocarburífero durante 2025 estuvo marcado por una gran diversidad de resultados en el segmento upstream. Según un análisis de Regional Investment Consulting SA (Ricsa), una Alyc que sigue de cerca el sector energético, tres petroleras locales —YPF, Vista Energy y Pampa Energía— presentan diferencias significativas en márgenes de rentabilidad, volúmenes de facturación y niveles de producción, lo que refleja estrategias operativas y perfiles productivos dispares.

Márgenes de rentabilidad y eficiencia operativa

La rentabilidad operativa dentro del segmento upstream mostró contrastes nítidos. Vista Energy se posicionó como la compañía con el mayor “margen EBITDA” del sector, un 64,5 por ciento. Este indicador fue impulsado principalmente por su enfoque exclusivo en la producción de shale oil en la formación Vaca Muerta.

Por su parte, Pampa Energía registró un margen EBITDA en el upstream de 50,7 por ciento. En tanto, YPF, la empresa de mayor escala en el mercado local, presentó un margen de 43,6% en el mismo segmento. El informe subraya que la rentabilidad de Vista refleja su “fuerte exposición al shale oil y su exclusividad en este segmento”, mientras que YPF evidencia la carga de una “estructura operativa más amplia”, aunque se ratifica que el negocio de exploración y producción es su núcleo más rentable.

Al analizar la rentabilidad por unidad producida, la eficiencia operativa también exhibe brechas. Vista registró el valor de EBITDA más elevado por barril equivalente producido (boe), con USD 13,82. En contraste, YPF y Pampa Energía presentaron niveles de USD 6,27 y USD 4,44 por boe, respectivamente. Esta divergencia se explica por la mayor participación del gas natural en el mix productivo de estas dos últimas compañías, frente al perfil marcadamente petrolero de Vista.

Facturación y escala de ingresos

En términos de ingresos, YPF se consolidó como el actor de mayor dimensión en el segmento upstream durante 2025. La compañía facturó USD 7.575 millones por esta actividad, cifra que representó una caída anual del 8%. Si se considera la facturación total de la firma, los ingresos ascendieron a USD 18.448 millones.

Vista Energy, en su carácter de operadora focalizada exclusivamente en el upstream, percibió ingresos por USD 2.474 millones, lo que significó un crecimiento del 50% en comparación con el ejercicio anterior. En el caso de Pampa Energía, la facturación del segmento de exploración y producción alcanzó los USD 740 millones, registrando un incremento interanual del 19%. Los ingresos por upstream representan el 100% de la facturación de Vista, el 41,06% en YPF y el 37,04% en Pampa Energía.

Niveles de producción y volumen operativo

La producción total de las compañías durante 2025 también reflejó tendencias diversas. YPF lideró el volumen operativo con una producción total de 527 kboe/d (miles de barriles equivalentes de petróleo por día), a pesar de haber registrado una leve baja del 2% anual.

Vista Energy mostró el dinamismo más alto en términos de crecimiento productivo, alcanzando los 115,5 kboe/d, lo que representó un salto del 66% respecto al año previo. Pampa Energía, por su parte, produjo 84,4 kboe/d, logrando un aumento del 8% en sus niveles de extracción.

El informe destaca que “el crecimiento del upstream redefine la rentabilidad de las petroleras argentinas”, impulsado por el protagonismo de los recursos no convencionales. En este sentido, la capacidad de las empresas para reemplazar sus reservas es un factor clave. Durante 2025, Vista registró el mayor ratio de reemplazo de reservas (RRR) con un 605%, seguida por Pampa Energía con un 323% y YPF con un 243%.

Costos de extracción y participación del shale

La estructura de costos operativos es otro punto de diferenciación fundamental. En YPF, el costo total de extracción se ubicó en USD 11,6 por boe en 2025. Sin embargo, el análisis técnico detecta una brecha profunda según el origen del recurso: mientras que en el segmento no convencional (shale) el costo ronda los USD 4,6 por boe, en los activos convencionales la cifra asciende a USD 26 por boe.

“Esta brecha evidencia cómo la creciente participación del shale dentro del portafolio productivo de YPF contribuye a mejorar la eficiencia operativa y reducir los costos unitarios de producción”, señala el documento privado.

Vista Energy reportó un costo de extracción de USD 4,4 por boe, valor que se encuentra entre los más bajos del sector. Esta competitividad en costos se fundamenta en la alta productividad de sus pozos en Vaca Muerta y una composición de producto liderada por el petróleo (87%), frente a un 13% de gas natural. Pampa Energía, con una base histórica gasífera (86% de su producción es gas natural), enfrenta retornos menores por barril equivalente debido a los precios de realización de este recurso.

Inversiones y perfil de capital

El nivel de inversiones destinadas al upstream durante 2025 reafirmó la jerarquía de los actores en el sector. YPF se mantuvo como el principal inversor con un desembolso de USD 3.368 millones en este segmento, aunque representó una reducción del 8% anual.

Vista Energy destinó USD 1.331 millones a la expansión de su actividad no convencional, un 3% más que en el periodo anterior. Pampa Energía registró el incremento más agresivo en su nivel de inversión, alcanzando los UD$ 1.039 millones, lo que significó un alza del 194% interanual. Este esfuerzo inversor de Pampa estuvo traccionado por el desarrollo de shale oil en la Cuenca Neuquina.

Al evaluar la intensidad de capital, el informe indica que Vista y Pampa Energía presentan mayores niveles de inversión por unidad producida en comparación con la petrolera de mayoría estatal. Mientras YPF invierte USD 17,5 por boe producido, Vista alcanza los USD 31,6 y Pampa los USD 33,7 por unidad.

Conclusiones de mercado y desempeño bursátil

El análisis de Ricsa concluye que el modelo de negocio altamente focalizado en shale oil otorga ventajas competitivas directas en términos de márgenes operativos. Las compañías integradas o diversificadas, como YPF y Pampa, deben gestionar estructuras corporativas más complejas que incluyen refinación, generación eléctrica o transporte, lo que conlleva una mayor asignación de costos.

Finalmente, el desempeño reciente de las acciones en el mercado bursátil al 11 de marzo de 2026 refleja estas realidades operativas. La acción de Vista Energy acumuló una ganancia del 41,1% en los últimos doce meses. YPF registró un desempeño positivo del 22,6% en el mismo periodo, mientras que Pampa Energía conservó una variación positiva del 11,4% interanual.

La consolidación de Vaca Muerta como uno de los activos más competitivos a nivel regional continúa traccionando la eficiencia del sector, permitiendo a las operadoras reducir significativamente sus costos unitarios y mejorar su rentabilidad general.

El precio del barril de petróleo crudo Brent subió un 10%, a 80 dólares, en el mercado extrabursátil el domingo, según informaron operadores petroleros a Reuters. Al mismo tiempo, distintos analistas pronosticaron que los precios podrían subir hasta 100 dólares después de que los ataques de Estados Unidos e Israel contra Irán sumieron a Oriente Medio en una nueva guerra.

“Si bien los ataques militares son en sí mismos un factor que favorece los precios del petróleo, el factor clave aquí es el cierre del estrecho de Ormuz”, dijo Ajay Parmar, director de energía y refinación de la consultora internacional ICIS.

La mayoría de los propietarios de buques petroleros, las grandes compañías del sector y las empresas comerciales han suspendido los envíos de petróleo crudo, combustible y gas natural licuado a través del estrecho de Ormuz, según fuentes del sector, después de que Teherán advirtió a los barcos que no debían navegar por esa vía marítima.

El dato es central ya que más del 20% del petróleo mundial se transporta a través del estrecho de Ormuz.

“Esperamos que los precios abran después del fin de semana mucho más cerca de los 100 dólares por barril y que quizá superen ese nivel si hay un cierre prolongado del estrecho”, dijo Parmar, en relación a las expectativas para la apertura de los mercados del lunes.

Los líderes de Oriente Medio han advertido a Washington que una guerra contra Irán podría provocar un aumento de los precios del petróleo a más de 100 dólares por barril, según la analista de RBC Helima Croft. Los analistas de Barclays también dijeron que los precios podrían alcanzar los 100 dólares.

El grupo de productores de petróleo OPEP+ acordó el domingo aumentar la producción 206.000 barriles diarios (bpd) a partir de abril, un modesto incremento que representa menos del 0,2% de la demanda mundial.

Aunque se podrían utilizar algunas infraestructuras alternativas para evitar el estrecho de Ormuz, el impacto neto de su cierre sería una pérdida de entre 8 millones y 10 millones de barriles por día de suministro de crudo, incluso después de desviar algunos flujos a través del oleoducto este-oeste de Arabia Saudita y el oleoducto de Abu Dabi, según Jorge León, economista energético de Rystad.

Rystad prevé que los precios suban 20 dólares, a aproximadamente los 92 dólares por barril, cuando se reanude el comercio.

La crisis de Irán también ha llevado a distintos Gobiernos y refinerías asiáticos a evaluar las reservas de petróleo y las rutas y suministros alternativos de transporte.

En las últimas semanas, “previendo la guerra”, el petróleo crudo había subido USD 10 por barril, explicó el consultor argentino Dniel Dreizzen, de Aleph Energy. Esa suba “aumenta la previsión de la balanza comercial energética argentina para 2026 en USD 1300 millones y la deja en USD 10.000 millones. Ahora podría hasta aumentar USD 1300 millones más”, señaló el especialista.

Para Emilio Apud, ex secretario de Energía de la Nación, la situación actual presenta dos niveles de impacto. El primero es el “efecto especulación”, donde el precio sube por cobertura de riesgo ante la incertidumbre. El segundo, mucho más severo, es el impacto real de un bloqueo físico.

“En el estrecho de Ormuz hay una franja de tres kilómetros de ida y de vuelta donde pueden pasar los grandes barcos tanque. Con que se hunda un barco en uno de los dos canales, se genera un problema tremendo”, explicó Apud. Según el experto, la infraestructura de ductos existente no es suficiente para reemplazar el volumen que quedaría varado. Sin esta vía, los buques deberían desviar su ruta hacia el norte, rodeando el continente para ingresar por el Canal de Suez, lo que añadiría al menos dos semanas de viaje y un incremento sustancial en los costos operativos.

Con información de Reuters

El crudo del mar del Norte, de referencia en Europa, ganó 0,88 dólares en el Intercontinental Exchange (ICE) respecto a la sesión anterior, cuando acabó en 64,53 dólares.

De esta manera, el Brent enjugó parte de las pérdidas que registró el jueves en una jornada en la que llegó a caer casi un 3 % y que cerró con una bajada del 2,36 %.

La subida de hoy culmina una semana de fuertes oscilaciones en el precio del crudo, vinculadas a los vaivenes de la situación geopolítica en los principales países productores, y después de que Estados Unidos anunciase que vislumbra un futuro acuerdo nuclear con Irán. EFE

El crudo del mar del Norte, de referencia en Europa, cotizaba esta mañana en el Intercontinental Exchange (ICE) a 61,88 dólares, después de cerrar la víspera a 60,23 dólares.

El petróleo se recuperó hoy al reanudarse la actividad económica global tras varios días festivos en muchos países por la celebración del 1 de mayo.

El lunes, el crudo llegó a caer por debajo de la barrera de los 60 dólares por la decisión, adoptada el fin de semana, de los países exportadores de crudo de acelerar aún más la producción por segundo mes consecutivo.

El oro negro ha perdido en torno a un 20 % desde el pasado abril, cuando el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, anunció aranceles adicionales al mundo, lo que hizo temer la posibilidad de una desaceleración económica global o incluso una recesión. EFECOM

Santiago de Chile, 28 ene (EFE).- El Banco Central de Chile resolvió este martes mantener la tasa de interés referencial en 5 % y no implementar un recorte, medida que se ajusta a las expectativas del mercado y pausa el proceso de recortes iniciado el julio de 2023.

"Si bien el desarrollo general del escenario macroeconómico ha sido acorde con lo considerado en el Informe de Política Monetaria (IPoM) de diciembre, los riesgos para la inflación han aumentado, lo que refuerza la necesidad de cautela", señaló el organismo a través de un comunicado.

Tras esta decisión unánime adoptada por los miembros de Consejo, la entidad adelantó que "evaluará los próximos movimientos de la Tasa de Política Monetaria (TPM) -el tipo de interés referencial- teniendo presente la evolución del escenario macroeconómico y sus implicancias para la convergencia inflacionaria", además de afianzar "su compromiso de conducir la política monetaria con flexibilidad, de manera que la inflación proyectada se ubique en 3 % en el horizonte de dos años".

Respecto al escenario internacional, el ente emisor señaló que se "mantiene un escenario de elevada incertidumbre", por los que los mercados financieros han mostrado una "alta volatilidad en las últimas semanas", considerando el cambio de gobierno en Estados Unidos y otros "focos de incertidumbre vigentes".

En su análisis, el Banco Central afirmó que "las tasas de largo plazo han vuelto a aumentar de forma generalizada y el dólar se ha fortalecido a nivel global, más allá de un debilitamiento en lo reciente. El precio de la libra de cobre está en torno a 3,5 % sobre el nivel de la Reunión anterior, aumento que llega a más de 6 % para el precio del barril de petróleo".

La TPM estuvo varios meses en el máximo histórico del 11,25 % para contener el pico inflacionario derivado de la pandemia, pero el emisor empezó a recortarla en julio de 2023.

La inflación se disparó hasta un histórico 14,1 % en agosto de 2022, pero tras el agresivo recorte de tasas cerró 2023 en el 3,9 %.

Chile se recuperó más rápido de lo esperado tras la pandemia de covid-19, con un aumento histórico del PIB del 11,7 % en 2021, pero en 2022 comenzó a ralentizarse y cerró con un crecimiento del 2,4 %.

En contra de lo pronosticado, en 2023 se esquivó la contracción y el PIB cerró con un tímido crecimiento del 0,2 %. EFE

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Montevideo, 30 sep (EFE).- El Gobierno de Uruguay informó este lunes de que bajará los precios de los combustibles nafta y gasoil mientras que el supersás mantendrá su actual tarifa durante el mes de octubre.

Así lo detalla un comunicado del Ministerio de Energía, Industria y Minería de ese país, en el indica que la nafta Súper 95 se ubicará en 75,04 pesos el litro (unos 1,75 dólares al cambio actual), mientras que el gasoil 50S tendrá un precio máximo de venta al público de 49,92 pesos el litro (1,16 dólares).

En tanto, el supergás continuará a 80,75 pesos por kilo (1,96 dólares), "sensiblemente" por debajo de la paridad de importación y precio que se mantiene desde abril.

En ese sentido, la ministra de Industria, Energía y Minería de ese país, Elisa Facio, señaló este lunes a la prensa que este descenso en de los combustibles es el más importante durante su gestión y que el mismo obedece a los precios del barril de petróleo internacional y a la suba del dólar.

Los precios del próximo mes regirán a partir de la hora 00:00 hora local (03:00 GMT) del 1 de octubre de 2024. EFE