Petróleo barato: cómo responden las petroleras de América Latina a un Brent por debajo de los US$65

La caída del precio internacional del petróleo presiona a las principales petroleras de América Latina. Con el Brent por debajo de los US$65, las compañías reordenan sus estrategias y ajustan operaciones para sostener márgenes. Bloomberg reportó que el crudo de referencia podría promediar US$59 en el último trimestre del año, según proyecciones de ING, y llegar a US$57 en 2026.

Según detalló la agencia Bloomberg, el impacto se refleja en decisiones financieras, operativas y de inversión. Algunas firmas, como Pemex, registran resultados negativos y aumentos de deuda, mientras que otras, como Petrobras, Ecopetrol y YPF, intentan sostener la actividad con eficiencia y prudencia en el gasto.

Estrategias divergentes ante un escenario común

Pemex reportó una pérdida neta de US$2.100 millones en el primer trimestre, afectada por una caída interanual de 11,3% en su producción, menores precios y dificultades en refinación y petroquímica. Aunque incrementó su gasto de capital, la producción se mantuvo en niveles bajos. Finamex señaló que la mejora en el EBITDA respondió a “factores temporales” y no a un cambio estructural.

En cambio, Petrobras ajustó sus proyectos bajo criterios de rentabilidad. La presidenta Magda Chambriard afirmó que la empresa buscará “buenos márgenes comerciales” y trabajará con “proyectos simplificados”. El CFO, Fernando Melgarejo, explicó que los modelos de viabilidad consideran precios conservadores: “Si no pasa la prueba a US$45 por barril, el proyecto no se realiza”. El EBITDA del primer trimestre fue de US$10.700 millones, con un margen del 51%.

El caso argentino: eficiencia operativa en YPF y expansión en Vista

YPF mostró señales de mejora operativa. Reportó un EBITDA ajustado de US$1.240 millones, un 48,8% más que en el trimestre anterior, apalancado en una mayor eficiencia en el shale y una utilización récord del 94% en sus refinerías. Sin embargo, el resultado neto fue una pérdida de US$10 millones, atribuida a mayores gastos financieros, depreciaciones y presión tributaria. Así lo indicó su CFO, Federico Barroetavena.

Por su parte, Vista continuó con una estrategia de expansión en Vaca Muerta. Luego de adquirir el 50% restante del bloque La Amarga Chica, la petrolera ajustó su proyección de producción a 126.000 barriles equivalentes diarios. Miguel Galuccio, CEO de la compañía, afirmó que la gestión se enfoca en los márgenes, no solo en el volumen. Aunque el trimestre cerró con flujo de caja negativo, la empresa mantiene su hoja de ruta con foco en eficiencia en el diseño de pozos y mayor productividad.

Ecopetrol y PRIO: decisiones ante costos crecientes

En Colombia, Ecopetrol sostuvo la inversión en exploración y el suministro de gas. El CEO, Ricardo Roa, confirmó que se evalúan cierres de campos con break-even superiores al actual precio del Brent. La prioridad pasa por reforzar los programas de eficiencia y focalizar la producción en yacimientos de menor costo.

En Brasil, PRIO avanzó con la incorporación del campo Peregrino, lo que elevó su producción pero también el lifting cost, que pasó a US$12,8 por barril. Aunque esto representó un aumento del 15%, la empresa apuesta a reducir ese costo mediante sinergias. Francisco Francilmar, director de operaciones, reconoció que fue “un trimestre desafiante” que impactó en la producción.