Por la suba del precio del crudo registrada en el primer semestre, las petroleras que operan en el país registraron un fuerte ingreso adicional que no estaba previsto antes del inicio de la Guerra en Medio Oriente. “Son US$ 5.500 millones más de free cash flow para el sector hidrocarburífero que van a dinamizar inversión”, aseguró Nicolás Arceo, director de la consultora Economía y Energía, quien analizó en Dínamo las perspectivas de la industria hidrocarburífera para el segundo semestre junto a Nadia Sager, titular de la comercializadora Geinsa, y Ernesto Díaz, vicepresidente para Latinoamérica de la consultora Rystad Energy.
El panel repasó también en el streaming organizado por EconoJournal la licitación de baterías Alma Sadi, el impacto de la privatización de las hidroeléctricas del Comahue en las tarifas de invierno y el proyecto del Súper RIGI.
El segundo semestre en Vaca Muerta
Las declaraciones de inversión que las empresas hicieron a la Secretaría de Energía a comienzos de año rondaban los US$ 13.000 millones, en base a una proyección de barril en torno a los US$ 60. Con el precio actual del Brent en los mercados de futuros, de entre US$ 75 y 80 para el año, representaría US$ 5.500 millones adicionales de free cash flow para el sector hidrocarburífero, disponibles para dinamizar la inversión. “Nosotros creemos que se va a acelerar el nivel de inversión respecto a lo que estaba planificado”, sostuvo Arceo, que no descartó que ese número original pueda escalar hasta los US$ 15.000 millones.
En el plano del comercio exterior, el economista proyectó que el superávit comercial pasará de US$ 7.800 millones el año pasado a US$ 11.000 millones este año, impulsado por el mayor precio y el mayor volumen exportado. En el último trimestre las exportaciones de crudo rondarían los 400.000 barriles diarios. Para dimensionar el crecimiento, recordó que en 2022 la Argentina exportaba 100.000 barriles día, una cifra que se multiplicó por cuatro en apenas cuatro años: “El crecimiento fue muy significativo y esta condición lo acelera”.
De cara a 2027, si se mantiene la tendencia actual, proyectó un nivel de exportaciones promedio de 550.000 barriles diarios y un superávit comercial en torno a los US$ 14.500 millones.
Ernesto Díaz, vicepresidente para Latinoamérica de la consultora Rystad Energy, matizó el optimismo de corto plazo. “Lo que vamos a ver en este segundo semestre 2026 y 2027 va a ser una alta volatilidad de precio”, con una banda entre US$ 65 y 75 —un piso puesto por la prima de riesgo geopolítico y un techo por la sobreoferta global, que estimó entre 4,5 y 5 millones de barriles diarios provenientes de Estados Unidos, Sudamérica y, eventualmente, Medio Oriente—, y se mostró escéptico respecto de la durabilidad del acuerdo entre Estados Unidos e Irán: “No confiaría tanto en un acuerdo. Yo miraría qué es lo que está pasando con esos barcos día a día”.
Consultado sobre si el próximo salto inversor en Vaca Muerta podría verse afectado por eventos como la incertidumbre de un año electoral en 2027, Díaz relativizó el riesgo en el sector petrolero: “Ya tenés infraestructura que está disponible, que se va a usar independientemente del precio”.
El salto siguiente depende de los proyectos de GNL. A los dos proyectos encaminados —Southern Energy e YPF—, probablemente se le sumarán otros. En ese desarrollo, Díaz señaló que tendrán prioridad los proyectos brownfield — que aprovechan infraestructura de transporte y procesamiento ya existente— por sobre los greenfield, más difíciles de financiar en la región porque requieren capitales del exterior que, en general, no llegan a construir infraestructura desde cero. “Ya tuvimos anuncios en el pasado, experiencias con hidrógeno verde y demás que no han prosperado”, recordó.
Sistema eléctrico: privatización de las represas de Comahue, la factura de invierno y AlmaSADI
En el segmento eléctrico, el panel repasó la licitación de baterías de almacenamiento Alma SADI, que buscaba cubrir 770 megavatios y recibió ofertas por 8.350. “Eso habla de que el mercado, las empresas generadoras o nuevos desarrolladores confiaron en el instrumento que se diseñó para poder avanzar”, señaló Nadia Sager, titular de la comercializadora Geinsa, quien remarcó además que el precio promedio de adjudicación quedó por debajo del tope de US$ 12.500 fijado a partir de la licitación previa, AlmaGBA. Sobre el invierno en curso, Sager anticipó que julio se mantendrá con precios elevados por el costo del GNL importado, con una baja recién proyectada para agosto.
Respecto a las políticas oficiales en el sector, Arceo cuestionó el esquema bajo el cual se privatizaron las hidroeléctricas del Comahue, que llevó la remuneración hídrica de US$ 11 a US$ 19 por megavatio: “Deberían haber licitado gestión privada, y operación y mantenimiento privado”. A esa decisión sumó el acuerdo binacional con Paraguay —que llevó la remuneración de la generación hidroeléctrica binacional de US$ 13 a 26— y el esquema de gestión propia de combustible, que en conjunto explican buena parte del encarecimiento del sistema eléctrico en un invierno también presionado por el precio internacional del GNL.
Sobre el impacto fiscal, Arceo apuntó que los subsidios energéticos bajaron de US$ 9.800 millones en 2023 a US$ 3.999 millones el año pasado, y que, aunque subirán durante este invierno, el ratio sobre el PIB rondaría el 0,7%, por encima del 0,5% que preveía originalmente el Gobierno, pero sin representar un problema macroeconómico de magnitud.
Súper RIGI y la incógnita del gas natural licuado
Díaz, que hizo pública su defensa del Súper RIGI, aclaró que a su entender el régimen no está pensado para un proyecto como Argentina LNG, sino para los centros de datos e inteligencia artificial. Para el ejecutivo de Rystad Energy, la vía por la que el instrumento debería orientarse es dándole a los productores de Vaca Muerta una opción adicional de monetización del gas, más allá del GNL.
