A casi un mes del comienzo del conflicto bélico en Medio Oriente, epicentro del mercado del petróleo y sus derivados, la preocupación de las grandes petroleras del mundo ya no pasa por el valor del crudo. Es más, se trata de un dilema estructural que afecta a todas las latitudes del planeta: el abastecimiento energético.

La reunión anual CERAWeek by S&P Global, realizada esta semana en Houston, Estados Unidos, exhibió que el foco de la industria está puesto en si el sistema global se encuentra en condiciones de garantizar el suministro. Si bien se trata de un interrogante que arrancó hace unos años con la guerra entre Rusia y Ucrania, se volvió a encender poco tiempo después con la guerra en Irán.

A lo largo del evento, varios ejecutivos y funcionarios coincidieron en que la provisión energética global volvió a entrar en una fase crítica y que los esfuerzos de los gobiernos para compensar la caída de la oferta ya no alcanzan. El conflicto en Medio Oriente ya empezó a afectar los flujos reales de petróleo y gas y el impacto se está sintiendo primero en Asia, mientras que Europa podría empezar a sentirlo en cuestión de semanas.

De hecho, en su discurso de apertura de la conferencia, el secretario de Energía de los Estados Unidos, Chris Wright, puso el foco directamente en la necesidad de producir más energía en un contexto de creciente tensión global. “Nuestra misión sigue siendo clara cada día: aumentar la producción de energía, mejorar la vida de los estadounidenses, fortalecer la seguridad de Estados Unidos y fortalecer el mundo”, dijo.

El funcionario también hizo referencia al comportamiento de los mercados energéticos en medio del conflicto. “Los mercados hacen lo que hacen los mercados. Los precios subieron para enviar una señal a todos aquellos que pueden producir más: por favor, produzcan más. Los precios aún no han subido lo suficiente como para provocar una destrucción significativa de la demanda", sumó.

Las petroleras vuelven a hablar de escasez energética

Por su parte, Wael Sawan, director ejecutivo de Shell subrayó que “lo que importa hoy son los flujos físicos”. En su presentación, ante un auditorio repleto, insistió en que la atención sobre el precio quedó en un “segundo plano” frente a la urgencia de garantizar el movimiento efectivo de combustibles y electricidad a través de “arterias de transporte, almacenamiento y producción”.

Según el propio Sawan, el fenómeno hoy se concentra en Asia, con un “efecto dominó” que primero impactó en el sur del continente y ahora se expande hacia el sudeste, el noreste asiático y, a medida que se acerque el mes de abril, empezará por alcanzar a Europa.

El ejecutivo habló de sobre necesidad de activar “palancas relacionadas con la demanda, el almacenamiento y la adquisición de reservas”, en un contexto en el que los países tienden cada vez más a priorizar el resguardo de sus propios recursos energéticos. Esa dinámica, advirtió, puede intensificar los cuellos de botella.

De cara al verano en el hemisferio norte, aseguró que Shell ya detectó tensiones en el mercado de combustible para aviones, prevé que el diésel será el siguiente en mostrar escasez y anticipa que los combustibles como la nafta sentirán la presión poco tiempo después.

El caso del gas natural licuado (GNL) fue uno de los ejemplos más claros. Para Shell, proyectos como LNG Canadá, iniciados hace más de una década para diversificar el acceso a Asia, hoy aparecen como inversiones estratégicas frente a la fragmentación geopolítica. “La diversidad de suministro y diferentes puntos de acceso serán ahora, lamentablemente, una necesidad estructural”, explicó Sawan. Y agregó: “La seguridad nacional ya no es posible sin seguridad energética”.

La guerra acelera la transición energética

Otro de los puntos que atravesó los debates fue el giro que empieza a tener la transición energética. Según analizaron los diferentes actores que se presentaron en la conferencia, ya no se trata solamente de objetivos climáticos, sino de garantizar el acceso a energía en un mundo cada vez más inestable.

“La lección de los últimos años es que el precio importa. La combinación de energía eólica, solar y baterías se está convirtiendo en una oferta económica cada vez más atractiva, y los países la están adoptando no como un objetivo climático, sino para obtener acceso económico a la energía, e irónicamente, cada vez más como una opción de seguridad energética”, dijo Geoffrey Pyatt, ex subsecretario de Estado para Recursos Energéticos.

Según una nota de Reuters, la ministra federal alemana de Asuntos Económicos y Energéticos, Katherina Reiche, declaró que si la guerra en Irán no finaliza en el corto plazo, podrían producirse escasez de energía a finales de abril o en mayo, y añadió que la eliminación gradual de la energía nuclear fue un grave error.

En tal sentido, expuso que, en Francia, por ejemplo, la energía nuclear representa alrededor del 44% de la matriz de generación eléctrica, algo que, “hoy le da una ventaja clara en términos de seguridad del suministro”.

“Francia tiene una de las huellas de carbono más bajas del mundo, y no lo logró porque quisiera salvar el planeta, sino para evitar precisamente lo que está sucediendo”, dijo Jeff Currie, director de estrategia de Energy Pathways en Carlyle, al referirse a la preocupación por el suministro energético en medio de la guerra con Irán.

“Una de las predicciones más importantes que se pueden hacer a partir de lo que está sucediendo actualmente es que va a impulsar enormemente la transición energética”, concluyó Currie.

El reciente aumento del precio internacional del crudo Brent, que superó los USD 100 por barril debido a la escalada del conflicto en Medio Oriente, activó automáticamente la aplicación de la alícuota del 8% en las retenciones para las exportaciones argentinas de petróleo convencional, según confirmaron fuentes oficiales a Infobae. Bajo la normativa vigente, cuando la cotización internacional del barril supera los USD 80, se restablece el mencionado porcentaje sobre las ventas externas.

“Se va a aplicar porque es automático y está establecido por decreto”, ratificaron a este medio desde la Secretaría de Energía de la Nación, en referencia al Decreto 59/2026 publicado en el Boletín Oficial a finales de enero de 2026. Desde la cartera energética aseguraron que la carga podría empezar a aplicarse desde la semana que viene y recalcaron que “esto no es una decisión nuestra arbitraria, sino que es cumplir con la normativa que se estableció en su momento”.

A través de su cuenta oficial en la red social X, Felipe Núñez, pieza clave del equipo económico de Luis Caputo y director del Banco de Inversión y Comercio Exterior (BICE), aclaró que en enero “se subió el precio mínimo del barril para cobrarlas [retenciones] para que las empresas pudieran ser competitivas”.

En tal sentido, Núñez remarcó que “el precio del barril se voló y por ende se volvieron a cobrar retenciones pero nadie subió ni creó nuevas retenciones” y subrayó que el esquema vigente “ya reinaba y nosotros lo que hicimos fue subir el precio mínimo que virtualmente eliminaba las retenciones; después hubo un shock externo por la guerra”.

Este viernes, el Brent —petróleo de referencia para el mercado argentino— finalizó la jornada por encima de los 103 dólares, alcanzando su mayor valor de liquidación desde 2022. En la semana, el avance acumulado fue cercano al 12%, mientras que el incremento mensual se ubica en 53 por ciento.

La incertidumbre en torno al tiempo que permanecerá bloqueado el estrecho de Ormuz, un canal marítimo de apenas 3 kilómetros por el que circula más del 20% del suministro global de petróleo y gas, continúa generando preocupación en los mercados. La interrupción del tránsito en esa zona llevó al barril a rozar los 119 dólares en los momentos de mayor volatilidad.

Mediante el mencionado decreto, el Gobierno había modificado el esquema de cobro de retenciones para la exportación de petróleo crudo extraído de yacimientos convencionales al vincularlo a ciertas condiciones ligadas a los precios internacionales. La medida respondió a un acuerdo alcanzado previamente con mandatarios de la Patagonia.

Hasta la modificación actual, el tributo aplicable era del 8% en todos los casos. Con la nueva disposición, se implementa un esquema variable según la cotización internacional del crudo Brent. Las exportaciones quedarán exentas siempre que el barril se mantenga en 65 dólares o menos, tal como estipula la nueva regulación.

En situaciones donde el barril de Brent supere los USD 80, se aplicará una tasa fija del 8 por ciento. Para valores intermedios, es decir, cuando la cotización internacional fluctúe entre USD 65 y USD 80, se implementa una fórmula que ajusta el derecho de exportación en función de la evolución del precio.

En los fundamentos del decreto, la administración libertaria argumentó que “la producción de hidrocarburos en el país, proveniente de yacimientos convencionales, atraviesa una situación compleja, producto del natural grado de agotamiento de los yacimientos, el incremento de los costos operativos y el impacto de las condiciones macroeconómicas internacionales”.

“Las provincias han focalizado sus esfuerzos en sostener y estimular la actividad en los yacimientos convencionales, mediante la adopción de medidas tales como la reducción de regalías y/o canon en áreas maduras, la reconversión de concesiones de exploración, y/o acuerdos de alivio fiscal, evidenciando el esfuerzo provincial por preservar el empleo y promover las inversiones en áreas maduras”, señaló el texto.

Además, la norma resaltó que “los esfuerzos provinciales y empresariales requieren de un acompañamiento del Estado Nacional mediante la adecuación de los instrumentos fiscales vigentes, de modo tal de propender a mejorar la competitividad del sector”.

Récord de producción de petróleo

En un escenario marcado por la incertidumbre internacional, Argentina logró el primer mes del año un hito en materia energética: alcanzó el mayor nivel de producción de petróleo desde que existen registros oficiales.

De acuerdo con datos de la Secretaría de Energía, durante enero se extrajeron 4.262.675 metros cúbicos de crudo, cifra que supera el máximo anterior registrado en diciembre de 2025, cuando se alcanzaron 4.245.403 metros cúbicos.

El crecimiento reciente resulta significativo. Al comparar los datos de enero con los del mismo mes de 2025, se observa un aumento de 15,7 por ciento. La diferencia frente a años previos es aún más notoria: entre 2010 y 2022, la producción mensual de enero nunca llegó a los tres millones de metros cúbicos, lo que refleja un salto considerable en el ritmo de extracción.

Neuquén, que concentra la mayor parte de Vaca Muerta, registró un incremento de producción del 32,37% y marcó un récord histórico mensual con 2.971.259 metros cúbicos de crudo, lo que representó el 69,7% de la producción nacional. Este desempeño contrasta con la situación de otras provincias petroleras, como Chubut, que produjo 587.163 metros cúbicos y registró su peor enero en 25 años, con una caída interanual del 6,51%. Santa Cruz también exhibió un retroceso, con una producción de 255.014 metros cúbicos, lo que implicó una baja del 21,5% respecto al año anterior.

En Mendoza, la tendencia descendente se acentuó: en enero, la provincia produjo 240.586 metros cúbicos de petróleo, una disminución del 10,63% comparado con igual mes de 2025, y muy por debajo de los niveles de comienzos de siglo. Por su parte, Río Negro mostró señales positivas al alcanzar los 114.849 metros cúbicos, cifra que representa apenas el 2,69% del total nacional, pero que implica un crecimiento del 6,97% frente al mismo período del año anterior. A pesar de la mejora, la provincia aún se mantiene lejos de los valores máximos alcanzados a principios de los 2000.

De manera gradual, la suba del barril por la guerra con Irán empezó a sentirse en el precio de los surtidores en el mercado local. Todas las marcas definieron incrementos de nafta en torno al 4%, reflejando solo parcialmente lo que está ocurriendo en el mercado internacional pero, al mismo tiempo, presionando al menos marginalmente sobre el índice de inflación de marzo. Es posible que se produzca algún incremento adicional antes de fin de mes, si como se prevé el barril no baja de los 80 dólares.

En el caso de YPF, la empresa líder del mercado con más de 55% de participación en el total de ventas en surtidores, se definieron dos incrementos: uno el sábado y otro ayer, totalizando ese 4 por ciento. El resto de las empresas acompañó, pero fuentes del sector indicaron que la decisión de subir los precios estaba tomada, independientemente de lo que en esta oportunidad decidiera la principal compañía del sector.

Horacio Marín, titular de YPF, había indicado que la intención era evitar “cimbronazos en los precios de los combustibles”, agregando que “somos prudentes y estamos honrando nuestro compromiso honesto con los consumidores”. El ejecutivo recordó que la empresa trabaja con una estrategia de “micropricing” con el objetivo de analizar los precios día a día. El objetivo, afirmó en ese momento, es “atenuar picos de aumento y bajas” para darle mayor estabilidad a los valores en las estaciones de servicio.

Como resultado de los últimos incrementos, la nafta de mayor octanaje superó por primera vez los 2.000 pesos. En cuanto al precio de la súper ya se ubica en niveles de $1.800, lo que equivale aproximadamente a 1,25 dólares. Se trata de un dato relevante, teniendo en cuenta que históricamente el precio era equivalente a un dólar.

La suba del barril Brent fue sustancialmente más alta desde que comenzó el conflicto con Irán. En apenas dos semanas saltó cerca de 20% hasta niveles de los USD 91 actuales. No se tiene en cuenta la suba que lo llevó a casi USD 120 en la madrugada del lunes. El anuncio de los países del G-7 sobre la posibilidad de empezar a utilizar reservas petroleras para compensar el corte de tránsito de barcos petroleros por el estrecho de Ormuz ayudó a bajar los niveles de nerviosismo extremo entre los operadores.

La baja de $15 que tuvo el dólar ayer en el mercado local, hasta los $1.420 para la cotización minorista, debería ayudar a suavizar la posibilidad de futuros aumentos en el corto plazo. Tanto el tipo de cambio como el precio del barril son insumos claves para las decisiones que adoptan las petroleras.

Sin embargo, las perspectivas hacia adelante no son del todo tranquilizadoras. La Administración de Información Energética (EIA, por sus siglas en inglés) proyectó que el barril se mantendrá en la zona de los USD 95 en los próximos dos meses debido a la reducción de la oferta global. Recién para el tercer trimestre se espera que el precio caiga de los 80 dólares.

En Estados Unidos, por ejemplo, la proyección es de un incremento de casi 15% para el precio del galón, lo que tendría claras consecuencias inflacionarias. Por eso, Donald Trump intenta frenar los embates de Irán sobre refinerías de países del Golfo Pérsico. Y, en simultáneo, se busca reestablecer la navegación en el estrecho de Ormuz, que representa el 20% de la comercialización mundial de petróleo.

El aumento de la nafta en el mercado local plantea nuevas presiones para la inflación local. La estimación de los analistas es que en febrero se habría ubicado en niveles de 2,7%, pero la incógnita es qué puede suceder en marzo. Este mes tiene una fuerte estacionalidad por el inicio de clases y la proximidad de Semana Santa. A esto se agrega este factor con el precio del combustible. El piso para la inflación del mes se ubicaría en 2,5%, pero nuevamente con peligro de acercarse al 3 por ciento.

Si el precio de la energía se mantiene elevado, esto también provocará un impacto en las tarifas de luz y de gas, con posibles nuevos incrementos en invierno que es cuando más se gasta. En ese escenario es el Gobierno el que tendrá que decidir si traslada de manera directa los mayores costos o si decide aumentar los subsidios para que el impacto sobre el bolsillo de las familias no sea tan grande.

El precio del petróleo WTI registró un alza del 1,7% hasta situarse en 58,32 dólares el barril en la primera jornada bursátil tras la captura de Nicolás Maduro en Caracas. La sesión estuvo marcada por una marcada volatilidad: los precios se dispararon inicialmente tras la operación militar estadounidense, pero retrocedieron al surgir expectativas de que Venezuela podría incrementar su producción y contribuir a un exceso de oferta global. Posteriormente, el mercado corrigió esta percepción, impulsando una nueva subida al entender que el país sudamericano carece de capacidad inmediata para aumentar el suministro, incluso tras las promesas de inversión formuladas por Donald Trump.

Las principales compañías petroleras experimentaron fuertes avances en la bolsa. Chevron subió más del 5%, liderando un repunte que llevó al Dow Jones a alcanzar un máximo histórico de 48.977,8 puntos, un incremento del 1,2%. Halliburton avanzó un 7,8%, mientras que ConocoPhillips y ExxonMobil también cerraron en positivo, de acuerdo con los reportes de Reuters.

La reacción alcista no se limitó al sector energético. El índice FTSE 100 de Londres superó por primera vez el umbral de los 10.000 puntos. En paralelo, activos considerados refugio como oro y plata aumentaron de valor, reflejando la percepción de un mayor riesgo geopolítico tras la intervención de Estados Unidos en Venezuela.

Venezuela cuenta con las mayores reservas probadas de petróleo del mundo, estimadas en unos 303.000 millones de barriles según la OPEP, pero su producción actual, lastrada por años de sanciones y falta de inversión, se encuentra por debajo del millón de barriles diarios. Analistas consultados por Reuters y AFP coinciden en que el impacto inmediato de la detención de Maduro y la promesa de inversiones estadounidenses será limitado: Jorge León, responsable de análisis geopolítico en Rystad Energy, señaló a AFP que el país solo podría duplicar su producción hasta los dos millones de barriles diarios en un plazo de cinco a siete años, aun contando con inyecciones de capital y el levantamiento de restricciones.

En rueda de prensa, Donald Trump aseguró que su administración canalizará “miles de millones de dólares” hacia la recuperación de la infraestructura petrolera venezolana y confirmó la intención de levantar sanciones, lo que permitiría reanudar la exportación. El secretario de Estado, Marco Rubio, detalló que uno de los objetivos inmediatos será el refinado del crudo pesado venezolano en refinerías estadounidenses, una estrategia que, según fuentes de Político, incluiría la devolución de activos confiscados a petroleras norteamericanas si estas participan de la reactivación industrial.

Distintos expertos del sector, como Phillippe Waechter, economista jefe de Ostrum (Natixis IM), advirtieron en Reuters que la relevancia de Venezuela como alternativa de suministro para Estados Unidos podría incrementarse ante el estancamiento de la producción de esquisto, aunque recalcan que la recuperación de la industria venezolana está condicionada por factores de tipo político y económico que exceden el corto plazo.

La dimensión política y geopolítica del nuevo escenario quedó reflejada en las declaraciones de Marco Rubio, quien explicó que la administración estadounidense buscará aprovechar el crudo venezolano para refinarlo en instalaciones de Estados Unidos, una medida que podría modificar la estructura de precios y flujos en el mercado internacional. Según fuentes citadas por Político, el Gobierno de Estados Unidos ha ofrecido a las petroleras norteamericanas la posibilidad de recuperar activos previamente nacionalizados en Venezuela, siempre que participen en la reactivación de la industria local.

Analistas consultados por Reuters y EFE alertaron que la incertidumbre política sigue siendo un factor determinante: la transición en Venezuela y la gestión directa por parte de Washington podrían enfrentar resistencias internas y externas, lo que introduce nuevos riesgos en torno a la estabilidad de la oferta petrolera mundial.

(Con información de AFP, Reuters y EFE)

El crudo del mar del Norte, de referencia en Europa, cedió 0,25 dólares en el Intercontinental Exchange (ICE) respecto a la última cotización, cuando acabó en 64,15 dólares.

El Brent tendió a la baja entre el temor de los inversores a un exceso de oferta, frente a los pronósticos de descenso de la demanda.

Los mercados mundiales del petróleo tienen el foco puesto en la teleconferencia convocada para mañana, sábado, por ocho 'petroestados' clave de la alianza OPEP+, ya que se espera que anuncien un aumento de su producción a partir de julio. EFE

La caída en el precio internacional del petróleo introdujo incertidumbre sobre uno de los pilares del esquema económico del Gobierno de Javier Milei: el ingreso de divisas por exportaciones energéticas. Además, amenaza con afectar las inversiones proyectadas en la formación de Vaca Muerta. Como contrapartida, podría aliviar las presiones sobre los precios internos de los combustibles. No obstante, aún resta observar si la tendencia bajista se consolida.

El barril de crudo Brent, referencia para el mercado local, comenzó la semana con una baja cercana al 2% y acumula una caída del 14% en cinco ruedas, alcanzando su menor valor en cuatro años. Dos hechos clave impulsaron este comportamiento: el anuncio de nuevos aranceles por parte del presidente estadounidense Donald Trump y la decisión de la OPEP de aumentar su producción.

Para Argentina, esta baja representa una amenaza concreta a la balanza comercial y al ingreso de dólares. Según un informe de Portfolio Personal Inversiones (PPI), la caída del Brent de USD 75 a USD 64 por barril podría traducirse en una merma de aproximadamente USD 1.100 millones en exportaciones petroleras este año, que inicialmente se proyectaban en torno a los USD 7.500 millones.

A esta pérdida se suma la caída en el valor de la cosecha de soja, también afectada por la baja general de los commodities, lo que representa un impacto adicional de cerca de USD 2.000 millones en el frente externo. Esta situación adquiere particular relevancia en un contexto donde el Gobierno busca consolidar el superávit comercial devengado como ancla de su política cambiaria en vistas del déficit que mostró la cuenta de servicio.

Desde el sector energético, el panorama es aún más complejo. Un analista del sector, que prefirió mantener el anonimato, advirtió que por cada USD 10 que cae el precio del barril, la industria pierde alrededor de USD 2.500 millones. “Vaca Muerta era rentable con un barril a USD 50, pero con un tipo de cambio más alto que el actual”, explicó.

A esta preocupación se suma la mirada de Juan José Carbajales, director de la consultora Paspartú, quien sostuvo que “la coyuntura internacional afecta directamente la producción de hidrocarburos en nuestro país”. El especialista identificó tres factores de riesgo: “Primero, porque los vaivenes globales dificultan a un país emergente como Argentina insertarse de manera estable en el mercado petrolero y avanzar hacia ser un exportador neto de gas natural licuado. Segundo, porque la reacción de la OPEP+ de aumentar la producción impacta en el precio del Brent y compromete el break even de los proyectos si se perfora la barrera de los 60 dólares. Y tercero, porque estamos buscando off-takers (compradores) para desarrollar proyectos de GNL, cuyo financiamiento se complica en este contexto de tasas altas”.

Pese al nuevo escenario, los números recientes del sector muestran un desempeño destacado. Según la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), en 2024 la producción promedia los 139 millones de metros cúbicos diarios de gas natural y 717 mil barriles diarios de petróleo, los niveles más altos en 17 años. De mantenerse la tendencia, la producción petrolera podría alcanzar los 830 mil barriles diarios a fin de año, acercándose al récord histórico de 1998.

Este crecimiento se reflejó también en la balanza energética, con un superávit de USD 1.321 millones en el primer bimestre del año, un 35% superior al registrado en el mismo período de 2023. Las exportaciones energéticas crecieron un 20%, mientras que las importaciones cayeron un 10%. En total, el superávit comercial energético de 2024 ascendió a USD 5.668 millones, el mejor resultado desde 2006.

Las perspectivas de expansión del sector no sólo dependen de inversiones sostenidas en producción, sino también en infraestructura para evacuar el crudo y gas de la Cuenca Neuquina. En este sentido, se destacan proyectos como el oleoducto Vaca Muerta Sur que impulsa YPF y las ampliaciones de Oldelval, en el marco del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Pero el futuro inmediato del sector parece atado no solo a decisiones internas, sino también a los vaivenes de un contexto global volátil.

En el Gobierno aseguran que el escenario de volatilidad estaba previsto y aseguran que continuarán en la senda del orden fiscal. El flanco más débil del programa económico tiene que ver con los dólares, especialmente con la escasez de reservas del BCRA y la sangría que se aceleró en las últimas semanas ante la expectativa de que el nuevo programa con el FMI traiga aparejado cambios en el esquema cambiario. La Argentina busca que el organismo desembolse de inmediato entre USD 10.000 y USD 12.000 millones del acuerdo total por USD 20.000 millones. Esta semana podría haber novedades desde Washington en ese sentido.

Las reservas del BCRA cerraron este lunes en USD 24.791 millones, el stock más bajo desde el 23 de enero de 2024. Las netas estiraron su saldo negativo a USD -7.200 millones, según Cohen. Con este resultado, en lo que va del año las reservas brutas y netas acumulan una caída en torno a los USD 5.000 millones. En julio vencen USD 4.800 millones con bonistas privados, USD 2.000 millones en intereses con el FMI a lo largo del año y comienza a vencer el tramo activado del swap con China por USD 5.000 millones.

Nueva York, 18 nov (EFE).- El precio del petróleo intermedio de Texas (WTI) subió este lunes un 3,19 %, hasta 69,16 dólares el barril, ante el cierre temporal por un corte eléctrico del yacimiento de crudo Johan Sverdrup en Noruega.

Al término de la sesión de hoy, los contratos de futuros del WTI para entrega en diciembre sumaron 2,14 dólares con respecto al cierre de la jornada anterior. EFE