Petroleras de América Latina ajustan estrategia ante caída del precio del crudo
El precio del Brent —una referencia clave para el petróleo a nivel mundial— podría bajar a un promedio de US$59 por barril a fines de este año y a US$57 en 2026. Si eso ocurre, las petroleras de América Latina tendrán que seguir recortando gastos y ajustando sus planes para no perder dinero.
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La fuerte baja en los precios internacionales del petróleo ha obligado a las principales petroleras de América Latina a repensar sus estrategias, contener inversiones y priorizar la eficiencia operativa. Tras un primer trimestre con el Brent promediando los US$75 por barril, su cotización ha descendido a niveles cercanos a US$65, lo que ha afectado los márgenes y el flujo de caja libre de varias compañías de la región.
Según un análisis de Bloomberg Línea, este escenario desafiante ha tenido efectos desiguales entre las grandes firmas del sector. Mientras Pemex ha mostrado una mayor vulnerabilidad, otras como Petrobras, PRIO, YPF y Vista han demostrado mayor capacidad de adaptación, gracias a estrategias de diversificación, control de costos y aprovechamiento de sinergias operativas.
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Para Warren Patterson, jefe de Estrategia de Commodities de ING, “las tensiones comerciales están presionando las perspectivas de crecimiento global y la demanda de crudo” y aseguró que ven al Brent promediando US$59 en el cuarto trimestre de este año y US$57 en 2026.
Si se cumple ese pronóstico, las petroleras de América Latina se verán obligadas a seguir ajustando sus operaciones para mantenerse rentables.
Pemex: más gasto, pero sin resultados
En el caso de Pemex, la estatal mexicana reportó una pérdida neta de US$2.100 millones en el primer trimestre. De acuerdo con el equipo de Finamex, esta reversión en resultados obedeció a una caída interanual del 11,3% en la producción de crudo, junto con precios internacionales más bajos e ineficiencias en refinación y petroquímica.
Pese a un repunte del 34,5% en el EBITDA, analistas advierten que se trata de un efecto temporal, no de una recuperación genuina. Además, el aumento del gasto de capital no ha logrado estabilizar la producción, que se mantuvo en 1,6 millones de barriles diarios. La deuda total también subió 21% interanual.
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Petrobras: resiliencia estructural
Petrobras, en cambio, mostró mayor solidez. La brasileña reportó un EBITDA de US$10.700 millones, con un margen del 51%. Aunque por debajo de lo esperado, la empresa mantuvo su deuda estable y ejecutó un Capex de US$4.000 millones, en línea con su planificación.
“Este difícil escenario de US$65 por barril exige y exigirá de nosotros proyectos simplificados y la garantía de que tendremos buenos márgenes comerciales”, advirtió la presidenta de Petrobras, Magda Chambriard.
Su CFO, Fernando Melgarejo, destacó que los proyectos se prueban con precios conservadores: “Nuestro umbral de rentabilidad es de US$28 por barril”.
Ecopetrol y YPF: foco en eficiencia
La colombiana Ecopetrol también logró sortear el trimestre con relativa estabilidad. Su CEO, Ricardo Roa, señaló que se incrementó la producción y se estabilizaron márgenes, aunque admitió que podrían cerrar campos con costos superiores al nivel actual del Brent. La compañía mantiene su inversión en exploración y en el suministro de gas.
En Argentina, YPF mostró una mejora en eficiencia, con un EBITDA ajustado que creció 48,8% intertrimestral, hasta US$1.240 millones. Su CEO, Horacio Marín, atribuyó los resultados a la mejora en shale y una utilización récord del 94% en sus refinerías. Sin embargo, el resultado neto fue una pérdida de US$10 millones.
PRIO y Vista: consolidación y expansión
PRIO, en Brasil, avanzó en la adquisición del campo Peregrino, lo que impulsó su producción a 109.000 barriles diarios, pero elevó su lifting cost a US$12,8 por barril, un 15% más. La compañía espera reducir costos a través de sinergias operativas, pese a que el trimestre fue “muy retador”, según su COO, Francisco Francilmar.
Vista, en tanto, se expandió en Vaca Muerta tras adquirir el 50% restante del bloque La Amarga Chica. Aunque registró flujo de caja libre negativo, ajustó su proyección de producción anual a 126.000 barriles equivalentes diarios. “Gestionamos la producción centrándonos en el margen, no solo en el volumen”, afirmó su CEO, Miguel Galuccio.
