Categoría: Desafío Energético

Entre el 27 de enero y el 1 de febrero de 2026, el crudo de referencia internacional registró un rebote neto del orden del 3 al 4%, recuperándose desde los mínimos semanales observados en torno a los 65 dólares por barril. El movimiento, sin embargo, estuvo lejos de ser lineal: convivieron jornadas de fuertes subas, tomas de ganancia y cierres levemente negativos, reflejando un mercado sensible y reactivo.

Evolución diaria: una recuperación construida día a día

La secuencia de precios permite ver con claridad cómo se fue consolidando el repunte:

• 27 de enero: el Brent cotizó cerca de 66,31 USD por barril, con una suba diaria de 1,26 dólares, señalando el primer cambio de ánimo tras varios días de debilidad.
• 28 de enero: la recuperación continuó hasta 66,93 USD, con un avance adicional de 0,62 dólares, sostenido por compras técnicas y expectativas de mayor tensión internacional.
• 29 de enero: fue la jornada clave. El Brent saltó hasta 69,53 USD, con una suba diaria de 2,60 dólares, la mayor de la semana, tras declaraciones y movimientos de Estados Unidos vinculados a Irán.
• 30 de enero: el mercado mostró una corrección moderada. El precio cerró en torno a 69,32 USD, con una baja marginal del 0,39%, aunque sin perder el terreno ganado.
• Fin de semana: el Brent se sostuvo cerca de los 69,8 USD, consolidando un cierre semanal claramente positivo.

El recorrido confirma un cambio de tendencia de corto plazo, pero también deja en evidencia la fragilidad del equilibrio: pequeñas señales externas bastaron para generar movimientos significativos.

El factor dominante: geopolítica y prima de riesgo

El principal motor de la suba no fue una mejora estructural en la demanda ni un recorte efectivo de la oferta, sino la reaparición de la prima de riesgo geopolítico. Las tensiones entre Estados Unidos e Irán, con un discurso que combinó llamados a negociaciones nucleares con advertencias explícitas, volvieron a poner bajo la lupa al Estrecho de Ormuz, un punto crítico por donde transita una parte sustancial del comercio mundial de crudo.

En estos contextos, el mercado suele anticiparse: no espera a que haya una interrupción real del suministro, sino que revaloriza el riesgo potencial, elevando precios como mecanismo de cobertura.

A este factor se sumaron otros elementos que actuaron como soporte:

• Interrupciones operativas puntuales en Kazajistán, que redujeron oferta efectiva.
• La persistente fragilidad productiva de Venezuela, con dificultades estructurales para sostener volúmenes.
• El impacto todavía vigente de las restricciones sobre el crudo ruso, que continúan reordenando flujos comerciales y logística global.

Todo esto ocurrió en paralelo a un escenario en el que el mercado sigue descontando que, más temprano que tarde, la OPEP+ podría avanzar con incrementos de producción ya comprometidos, lo que introduce un límite a la suba de precios.

Enero fuerte, pero sin cambio de tendencia de fondo

Con el cierre de esta semana, el Brent acumuló en enero una suba cercana al 13,9%, perfilándose como el mejor inicio de año desde 2023. Sin embargo, el dato mensual convive con una realidad menos optimista en el análisis de mediano plazo: en términos interanuales, el precio todavía muestra una caída cercana al 8,4%.

Este contraste explica la cautela de los analistas. El mercado reconoce el rebote, pero no lo interpreta como el inicio de un nuevo ciclo alcista sostenido, sino como una reacción a shocks externos en un contexto global que sigue mostrando señales de sobreoferta potencial y crecimiento económico moderado.

Las proyecciones actuales ubican al Brent en torno a los 70–71 dólares por barril hacia el cierre del primer trimestre, con un valor de referencia cercano a 70,4 USD, siempre condicionado a que no se produzcan cambios abruptos en el escenario geopolítico o en la política de producción de los grandes exportadores.

Argentina y Vaca Muerta: oportunidad, pero sin margen para la complacencia

Para Argentina, el nivel del Brent vuelve a ser una variable central. Un precio cercano o superior a los 70 dólares mejora de manera directa el atractivo de las exportaciones de crudo desde Vaca Muerta, fortalece márgenes de rentabilidad y contribuye a sostener planes de inversión en un contexto macroeconómico todavía frágil.

Sin embargo, el análisis exige matices. El rebote observado no responde a un fortalecimiento estructural del mercado, sino a un contexto internacional volátil. Esto implica que: La previsibilidad sigue siendo limitada, un factor clave para proyectos de largo plazo. Los ingresos por exportaciones pueden mejorar en el corto plazo, pero siguen expuestos a correcciones bruscas. El equilibrio fiscal y la balanza energética dependen de precios que hoy están más atados a la geopolítica que a los fundamental.

Para Vaca Muerta, el escenario actual ofrece alivio y oportunidad, pero también subraya una lección conocida: la competitividad del shale argentino no puede descansar únicamente en precios internacionales favorables. Costos, infraestructura, capacidad de evacuación y estabilidad regulatoria siguen siendo determinantes.

En ese marco, el Brent volvió a moverse y a generar expectativas. Pero el trasfondo permanece intacto: el mercado sigue navegando entre la incertidumbre global y decisiones políticas externas, y cualquier estrategia energética seria debe contemplar que la volatilidad no es una anomalía, sino parte constitutiva del escenario actual.

El Decreto 59/2026 marca un giro quirúrgico en la política fiscal aplicada a la exportación de crudo: por primera vez en mucho tiempo, el foco no está en empujar el “boom” (que hoy lo pone Vaca Muerta), sino en evitar que el petróleo convencional se siga desangrando.

La norma reconoce explícitamente el cuadro: agotamiento natural, costos operativos crecientes e impacto del contexto internacional sobre la rentabilidad del convencional. Y lo enmarca en un dato político relevante: provincias productoras y empresas venían aplicando “alivios” por su cuenta (regalías/canon, reconversiones, alivio fiscal) para sostener actividad y empleo. El decreto, en ese sentido, es el acompañamiento nacional a una estrategia que Neuquén ya había puesto en marcha.

Qué cambia en la práctica: nuevos “pisos” y “techos” para calcular retenciones

Hasta ahora, el régimen de retenciones móviles del Decreto 488/2020 tomaba un Valor Base (VB) de USD 45/bbl y un Valor de Referencia (VR) de USD 60/bbl, con 0% debajo del VB y 8% por encima del VR. Ese esquema, con Brent por encima de USD 60 (algo habitual en la mayoría de los escenarios de mercado), tendía a dejar al convencional con retención plena (8%).

El Decreto 59/2026 hace dos cosas clave:

1. Crea un tratamiento diferenciado para crudo convencional (posición NCM 2709.00.10) y redefine los parámetros del cálculo: VB=USD 65/bbl y VR=USD 80/bbl.
2. Establece la regla operativa:

• 0% si el Precio Internacional (PI) del Brent es ≤ 65 
• 8% si el PI es ≥ 80 
• alícuota móvil entre 65 y 80 con una fórmula proporcional 

Traducido al negocio: el Estado corre hacia arriba los umbrales que disparan retenciones. Eso es una baja efectiva de carga fiscal para el convencional en un rango amplio de precios.

Ejemplo simple (para dimensionar): si Brent está en USD 70, con el nuevo esquema la retención sería aproximadamente 2,67% (porque el precio está 5 dólares arriba del VB sobre un rango total de 15 dólares). En el régimen anterior, con VR en 60, a USD 70 ya era 8%. El decreto, por diseño, está pensado para darle aire al convencional justo donde más lo necesita: cuando el precio no es bajo, pero tampoco lo suficientemente alto como para compensar costos y declino con comodidad.

El objetivo declarado: frenar declino, sostener empleo y sostener exportaciones

El decreto no lo disimula: busca “revertir el declino estructural” del convencional, promover inversiones, mejorar competitividad y sostener el impulso exportador. También deja asentado que existieron Actas Acuerdo entre Nación, provincias (incluida Neuquén) y la CEPH, donde el Estado nacional se comprometió a modificar el régimen para dar un trato diferenciado al convencional.

Ahí engancha con el comunicado del Gobierno neuquino: la provincia venía sosteniendo que el convencional estaba quedando “rezagado” frente al auge no convencional, y por eso armó una mesa sectorial y adoptó alivios (Ingresos Brutos, baja de regalías). El decreto nacional es, en los hechos, el eslabón fiscal que le faltaba a esa arquitectura.

Impacto esperado en Neuquén: más vida útil para áreas maduras, menos abandono, más actividad de “mantenimiento”

En la Cuenca  Neuquina, el convencional tiene un rol que suele subestimarse cuando todo el debate gira alrededor de shale:

• Sostiene empleo directo e indirecto en localidades y cadenas de servicios que no siempre pueden migrar de golpe al no convencional.
• Permite aprovechar infraestructura, facilidades, oleoductos y know-how ya amortizado.
• Mantiene producción base que estabiliza ingresos provinciales y actividad.

Con retenciones más bajas en gran parte del rango de precios, el decreto mejora el netback del barril exportable convencional. ¿Para qué alcanza eso en el mundo real?

Evitar cierres prematuros de pozos marginales.

Justificar inversiones de bajo/mediano CAPEX: workovers, reacondicionamientos, optimización de plantas, mejoras en levantamiento artificial, recuperación secundaria y terciaria donde aplique.
Sostener un nivel mínimo de actividad (equipos, pymes de servicios) que, cuando cae, cuesta años reconstruir.
En una industria donde el declino “se acelera” cuando se deja de invertir, un punto o dos de netback puede ser la diferencia entre seguir o apagar.

El punto crítico: cómo se define “qué parte es convencional” en cada exportación

El artículo más sensible del decreto no es el 1° (el que fija VB/VR), sino el 2°. Allí se establece que, para incluir volúmenes dentro del esquema, se usará la proporción de crudo convencional en la producción total por área de concesión, con pautas y procedimientos que debe definir la Secretaría de Energía.

Esto abre tres riesgos concretos:

• Complejidad operativa y burocrática: medir y auditar proporciones por área, especialmente en concesiones con mix de producción, puede generar fricciones administrativas.
• Incentivos y disputas técnicas: cómo se certifica el porcentaje, con qué cortes, qué pasa con mezclas, transferencias, acondicionamiento y despacho.
• Tiempo: la norma ordena dictar complementarias dentro de 60 días, y aclara que los efectos corren desde que existan esas normas o vencido el plazo. Es decir: el beneficio real depende de la reglamentación.

En términos de industria: la señal es buena, pero el mercado mira la implementación.

¿A quién le conviene y qué no resuelve?

• Conviene a operadores con fuerte exposición a campos maduros y estructura de costos ajustada, porque reduce el castigo fiscal en escenarios de precios “normales” (65–80).
• No resuelve el problema estructural del convencional por sí solo: declino geológico, costos, eficiencia, logística, madurez de instalaciones, y la dificultad de competir con la productividad del shale.
• Tampoco elimina la incertidumbre macro argentina (tipo de cambio, disponibilidad de insumos, financiamiento). Pero sí reduce uno de los desincentivos más directos sobre el barril exportable.

La lectura de fondo: un “puente” para que el convencional no se hunda mientras el país apuesta al shale

El mensaje político-económico del Decreto 59/2026 es claro: la estrategia exportadora se sostiene con Vaca Muerta, pero la transición no puede hacerse dejando atrás el convencional como si fuera chatarra. Por eso, Nación mueve VB y VR, y Neuquén pone alivio fiscal local. Es un puente.

La pregunta que sigue —y que define si esto queda en anuncio o se convierte en política efectiva— es técnica y práctica: qué tan rápido y claro reglamenta Energía la determinación de volúmenes y controles. Si esa letra chica sale bien, el impacto puede verse en actividad en áreas maduras. Si sale mal, el beneficio se licúa en trámites, demoras y discusiones.      

La reciente decisión de adjudicar la compra de caños para un gasoducto vinculado al esquema de exportación de gas desde Vaca Muerta a la empresa india Welspun encendió una fuerte controversia política, sindical e industrial en la Argentina. El contrato, por un monto estimado en torno a los 200 millones de dólares, dejó afuera a proveedores locales del grupo Techint, particularmente Siat/Tenaris, históricos actores del entramado industrial energético nacional.

La operación no es menor: se trata de infraestructura clave para los proyectos de GNL (Gas Natural Licuado) que buscan convertir a Vaca Muerta en una plataforma exportadora a escala global, con salida por la costa atlántica y conexión directa a mercados internacionales. En ese contexto, la licitación se convirtió rápidamente en algo más que una compra técnica: pasó a ser un símbolo del debate de fondo sobre qué modelo de desarrollo energético quiere construir la Argentina.

El argumento del costo: competitividad como prioridad

Desde el lado de quienes defendieron la adjudicación, el eje fue claro: la diferencia de precios. La oferta de la empresa india habría sido alrededor de un 40% más baja que la propuesta presentada por el proveedor local, un diferencial significativo en una obra de esta magnitud.

La lógica es directa: si el objetivo es que el gas argentino compita en el mercado global del GNL —uno de los más exigentes en costos—, cada componente del proyecto debe ajustarse a estándares internacionales de eficiencia económica. Menor CAPEX, mayor competitividad exportadora.

En esta línea se inscribieron también declaraciones públicas de funcionarios del Gobierno nacional, que pusieron el foco en lo que denominan “costo argentino” y en la necesidad de romper estructuras de precios internas que —según esa visión— encarecen los proyectos estratégicos.

El otro lado del conflicto: industria, empleo y encadenamientos productivos

Del otro lado, la reacción no tardó en llegar. Sectores sindicales, industriales y políticos plantearon el impacto directo sobre la industria nacional y el empleo, con estimaciones que advierten que la operación podría afectar centenares de puestos de trabajo en plantas locales vinculadas a la producción de tubos de acero.

Pero el debate va más allá del número de empleos. El núcleo del planteo es estructural: ¿Tiene sentido construir una plataforma exportadora de energía si los grandes insumos estratégicos se importan? ¿Puede hablarse de desarrollo si la renta energética no genera cadenas de valor internas sólidas?

La discusión toca un punto sensible del modelo Vaca Muerta: el riesgo de transformarla en un enclave extractivo altamente eficiente, pero con bajo impacto industrial interno, donde el país exporta recursos primarios con alto valor agregado externo y bajo valor agregado local.

Vaca Muerta como proyecto de país, no solo como proyecto exportador

La controversia por los caños no es un hecho aislado: es una expresión concreta de una tensión más profunda.
Vaca Muerta puede ser: Un motor de divisas, exportaciones y equilibrio macroeconómico. Pero también un motor de industrialización, empleo calificado y desarrollo tecnológico nacional. Ambos caminos no son necesariamente incompatibles, pero sí requieren decisiones políticas claras.

La lógica puramente financiera tiende a privilegiar el menor costo inmediato. La lógica de desarrollo productivo mira el impacto sistémico: industria, empleo, capacidades instaladas, soberanía tecnológica y estructura económica de largo plazo.

La pregunta de fondo

La compra de caños en India deja una pregunta que va mucho más allá de una licitación puntual: ¿Argentina quiere ser solo un gran exportador de energía barata o un país que construye desarrollo a partir de sus recursos? Vaca Muerta no es solo un yacimiento. Es una oportunidad histórica. La discusión ya no es si puede generar dólares —eso está demostrado—, sino qué tipo de país se construye alrededor de esos dólares. Y en esa discusión, cada decisión de compra, cada contrato y cada obra deja de ser técnica para volverse profundamente política y estratégica.

La industria de Oil & Gas en la Argentina cerró 2025 con una fotografía tan contundente como asimétrica: mientras el no convencional volvió a marcar hitos productivos, el petróleo y el gas convencionales atraviesan uno de los retrocesos más profundos de las últimas décadas. El motor que evita un balance negativo es, una vez más, Vaca Muerta.

En noviembre, la producción de petróleo no convencional en la cuenca neuquina alcanzó los 575,5 mil barriles diarios, lo que representa un crecimiento interanual del 31,6% y un salto del 69,5% frente al mismo mes de 2023. El avance del shale permitió compensar el fuerte declino del resto de las cuencas y empujó a la Argentina a un nuevo récord histórico de producción total, aun cuando el desempeño agregado del país muestra señales de fragilidad estructural.

El contraste es evidente al analizar el comportamiento de las cuencas convencionales. La Cuenca del Golfo San Jorge, segunda en importancia por volumen y exportaciones, registró una caída del 13,6% interanual y del 16,3% frente a noviembre de 2023. En la propia provincia de Neuquén, la producción convencional retrocedió un 13,2% interanual y un 17,7% en la comparación bianual.

El deterioro se replica en el resto del país: la Cuenca Cuyana cayó cerca del 10%, la Cuenca Austral mostró descensos del orden del 7%, y el Noroeste (NOA) atraviesa una situación crítica, con una baja del 24,5% interanual y un desplome acumulado del 41,9% respecto de 2023.

Sin el aporte extraordinario del shale, el balance petrolero argentino sería claramente negativo. El récord de producción nacional alcanzado en noviembre es, en los hechos, un récord sostenido exclusivamente por Vaca Muerta.

Gas natural: una dinámica similar, con una excepción austral

La radiografía del gas natural reproduce el mismo patrón estructural. En noviembre, la producción de gas no convencional en Neuquén alcanzó los 63,9 millones de metros cúbicos diarios, con un crecimiento del 3,3% interanual y del 9% frente a 2023. Ese desempeño permitió sostener niveles operativos históricamente elevados, a pesar del fuerte declive del resto de las cuencas.

La producción convencional de gas en Neuquén cayó un 19,8% interanual, mientras que el segmento tight gas se hundió un 21,1%, acumulando una pérdida del 34% en dos años. La situación es similar en la Cuenca San Jorge (-12,9% interanual), la Cuyana (-14,5%) y el NOA, donde la baja alcanza el 17,5% anual y cerca del 20% en el bienio.

La única excepción positiva fuera del shale neuquino es la Cuenca Austral, que logró sostener una producción de 25,0 MMm³/d, con un crecimiento del 1,6% interanual y del 4,9% respecto a 2023. El desempeño se explica por la puesta en marcha del proyecto offshore Fénix, que demandó una inversión cercana a los US$ 700 millones.

Un récord que expone una dependencia creciente

El cierre de noviembre confirma que la Argentina produce más petróleo y gas que nunca, pero también deja en evidencia una dependencia cada vez mayor del no convencional. Vaca Muerta no solo impulsa los récords: evita una caída abrupta de la producción nacional en un contexto de agotamiento de yacimientos maduros, falta de inversiones en áreas tradicionales y reconfiguración del mapa energético.

El desafío hacia adelante no es menor. El shale sostiene el presente y proyecta exportaciones, pero el desplome del convencional plantea interrogantes sobre el equilibrio territorial, el empleo en cuencas históricas y la necesidad de definir una estrategia de transición que contemple algo más que récords productivos concentrados en una sola formación.