El precio del petróleo como ancla y límite

El crudo cotiza hoy en una franja que describe un equilibrio tenso más que una crisis: el Brent en torno a US$68 por barril y WTI cerca de US$63. Esa referencia numérica resume la doble realidad que gobierna el mercado desde 2023: por un lado, una oferta no-OPEP —encabezada por la producción de shale estadounidense— que actúa como “piso” flexible; por el otro, episodios geopolíticos y reacomodos de barriles sancionados que introducen primas y reordenan rutas comerciales. Las últimas lecturas de mercado registraron la oscilación descrita en días recientes, con el Brent apuntando a la banda US$65–70 y WTI consolidándose por debajo en unos 4–6 dólares, un spread que responde menos a la calidad del crudo que a su geografía y a limitaciones logísticas. Estas cotas se verifican en los cierres de mercado de la primera semana de febrero. 

Lejos de ser un mero dato, la diferencia Brent–WTI opera como una señal operativa que es interesante comprender. Es el marcador con el que se valoran la mayor parte de los barriles intercambiados globalmente; WTI, anclado a Cushing (Oklahoma), incorpora costos de transporte, almacenamiento y cuellos de botella interiores. Cuando el diferencial se amplía genera incentivos de exportación desde Estados Unidos; cuando se contrae altera la competitividad de los crudos marinos frente a los terrestres y modifica márgenes de refinación. Esta mecánica tiene efectos directos sobre las decisiones de inversión en upstream (extracción) tanto en Norteamérica como en cuencas emergentes. El documento de evolución de precios que acompaña este dossier sintetiza la historia reciente y subraya cómo, desde 2023, el mercado se asentó en una banda estructural de USD 60–90 por barril producto del “tira y afloja” entre OPEP+ y la fábrica de petróleo que es el shale estadounidense.

La evaluación de breakevens (precio a partir del cual es claramente rentable invertir) exige distinguir entre costos marginales para nuevos pozos y el breakeven “all-in” que incorpora costo de capital, transporte y riesgo país. En la cuenca Permian asociada a Texas, la escala, la profundidad de mercados financieros y la madurez de la cadena de suministros han llevado a que los operadores corporativos rijan su capex (inversión en infraestructura) con umbrales de prudencia que, para expansiones agresivas, se ubican en la franja de los US$60–65 en términos de WTI (aunque pozos selectos declaran costes muy inferiores). Esa disciplina de capital transformó al Permian en un ancla de oferta: su capacidad de respuesta al ciclo de precios imprime al mercado un piso elástico, porque la reducción de inversión se traduce en menor crecimiento futuro pero no en cesación inmediata de producción. Las proyecciones oficiales de la EIA confirman que Estados Unidos alcanzó producción récord en 2025 —del orden de 13.5–13.6 mb/d— y que esa cifra seguirá condicionando la oferta en 2026. 

Vaca Muerta, por su parte, muestra en los números una competitividad técnica notable: varias estimaciones industriales y presentaciones corporativas sitúan breakevens operativos para desarrollos eficientes en el rango de US$40–45 por barril, y algunos proyectos con mayores costos de evacuación o de capital bordean US$50–55. Con un Brent en torno a US$68 existe, por tanto, un margen operativo relevante en términos de precio bruto; sin embargo el punto decisivo no es el simple diferencial de dólares por barril, sino la convergencia de factores que habilitan transformar ese margen en inversión real. La limitación crítica es la evacuación: la falta de oleoductos y de terminales para carga marina, un costo de capital doméstico elevado y la prima regulatoria obligan a descontar parte del “margen teórico”. Dicho de modo preciso: el mismo número de breakeven puede implicar resultados radicalmente distintos según la calidad contractual, la existencia de contratos en dólares y la capacidad logística. 

La recomposición reciente de flujos pesados añade complejidad. En enero de 2026 las exportaciones venezolanas se incrementaron sensiblemente (datos de shipping reflejaron cifras cercanas a 0.8 mb/d), efecto directo de cambios en la operatoria y de licencias otorgadas a traders internacionales tras el conocido episodio político que intrusó el control de ventas en Caracas. Ese reingreso de crudo pesado al mercado altera los balances regionales en el Golfo y el Caribe y presiona, en particular, los márgenes para las mezclas pesadas que compiten con suministros canadienses y mexicanos. Dependiendo de la velocidad y la modalidad de esa normalización —gestión selectiva, apertura orientada al refinado o saturación deliberada— el impacto en el Brent puede ser moderador o fuertemente bajista. En el corto plazo la evidencia muestra que los mercados reaccionan hoy con menos pánico a la geopolítica que en 2022, salvo que exista una interrupción física de rutas clave, como el cierre del Estrecho de Ormuz. 

Con este telón de fondo global es dable e interesante entender cómo llegan esas señales al surtidor argentino. La noción de export parity —es decir, la convergencia del precio doméstico al que un productor obtendría en el mercado internacional ajustado por flete, calidad y tributos— busca alinear incentivos y desactivar arbitrajes. Pero no parece ser la solución al desarrollo de la Argentina, porque afecta la calidad de vida de los hogares y la competitividad de nuestras empresas. 

En la práctica moderna de Argentina esa convergencia ha avanzado: los precios de estación reportados a inicios de febrero muestran valores que, en muchos casos, reflejan la transmisión de la cotización internacional cuando se convierten a pesos al tipo de cambio oficial y se le agregan impuestos y biocombustibles. Pero ese ajuste genera inevitables efectos distributivos, concentrando la economía local. La transmisión al consumidor eleva el precio real de combustibles y reduce el ingreso disponible, con impacto regresivo si no existen mecanismos compensatorios focalizados. Más aun, sin que exista captura institucional de una fracción de la renta —destinada a obras de evacuación y a un fondo estabilizador— la paridad beneficia a los vendedores y exportadores sin resolver el cuello de botella que limita la expansión exportable de Vaca Muerta. 

El análisis sobre la captura de renta y la insuficiencia del marco regulatorio local ya fue explícito en notas técnicas previas y permanece vigente: sin reglas claras para retener y reasignar renta hacia infraestructura, y servicios para los hogares, la convergencia de precios puede convertirse en transferencia de renta sin transformación productiva.

En este hilo de ideas, el argumento técnico contra la idea simplista de “devaluar para corregir precios relativos” es doble. Primero, la experiencia empírica argentina y la teoría del passthrough muestran que una depreciación nominal suele traducirse en un aumento generalizado de precios internos, demorando el ajuste en salarios y contratos, la inflación se acelera y la competitividad real no mejora en la medida necesaria si las fallas estructurales persisten. Segundo, en el caso del sector hidrocarburos el precio de referencia para la producción es internacional y en dólares; una devaluación aumenta la contrapartida en pesos del ingreso exportable y, cuando se aplica export parity, eso se traduce directamente en mayores precios en surtidor sin eliminar cuellos de evacuación ni reducir la prima país que encarece financiamiento. En términos de política pública, la devaluación aislada actúa entonces como un traslado de renta hacia el precio doméstico en pesos y no como corrección de ineficiencias productivas. Los datos macro recientes —incluidos sondeos de expectativas del BCRA sobre tipo de cambio nominal y proyecciones de inflación, REM— muestran que los márgenes para una política cambiaria que busque soluciones por vía devaluatoria son estrechos; las proyecciones medianas para febrero y el comportamiento de la banda cambiaria confirman que la cotización oficial ya incorpora una apreciación/desajuste que, sin reformas estructurales, no rendirá los frutos prometidos. 

Más allá de la lógica microeconómica, la decisión sobre qué hacer con el tipo de cambio requiere coherencia con el resto del programa macro. Si el objetivo es atraer inversión a Vaca Muerta y convertir reservas en dólares líquidos que alivien la restricción externa, la receta debe combinar señales de precio estables en dólares (contratos de largo plazo o mecanismos equivalentes), garantía de acceso a infraestructura de evacuación (oleoductos, acopios y terminales) y un mecanismo de captura de renta para financiar esas obras. Sin ese paquete, cualquier devaluación se limitará a aumentar la inflación y a reducir el poder adquisitivo sin traducirse en mejoras significativas de oferta exportable. 

Mirando hacia adelante, lo que se debe observar con atención no es sólo el precio spot del Brent o del WTI sino un conjunto de variables que determinan la posibilidad real de transformar márgenes en inversión: la evolución de la producción Permian y el piso de oferta, la estabilidad de las exportaciones venezolanas y su articulación logística con el mercado del Golfo, las decisiones de OPEP+ y la salud de los inventarios OECD. En Argentina, el indicador adicional relevante es la combinación entre tipo de cambio efectivo real y la dinámica de reservas y financiación: si el tipo de cambio nominal sube sin reservas suficientes ni garantías contractuales, la expectativa de más devaluaciones se acrecienta y la inversión huye. Los escenarios plausibles para 2026, en términos de precio, sugieren un rango razonable de mediana alrededor de US$65–70 para el Brent si la oferta estadounidense se mantiene robusta y Venezuela no aporta un exceso súbito de crudo; un corte físico relevante o una escalada geopolítica podría, por el contrario, devolver al mercado a prima de riesgo más alta y precios por encima de US$80. Las proyecciones públicas recientes respaldan estas ventanas de probabilidad. 

La Argentina dispone hoy de una nueva oportunidad, como tantas otras, que nunca logró utilizar plenamente. Los precios internacionales y la competitividad técnica de Vaca Muerta son compatibles con un salto exportador. Pero esa oportunidad exige decisiones concretas y costosas en infraestructura, contratos y gobernanza de la renta. Devaluar para “competir” es una trampa cuando no se acompaña con un programa integral. El crudo no es una palanca mágica que corrija déficits macro; es, en cambio, un activo cuyos beneficios se materializan sólo si la economía nacional es capaz de transformar precios en inversión, y deuda en proyectos, y volatilidad en reglas claras. Las instituciones son las que van a decidir cómo transformar los precios en un escalón productivo o en la derrota de un límite que presiona la economía doméstica. No habrá cambio en libertad, siempre es el entramado institucional formal e informal el que dará cuenta sobre esto. 

Hernán P. Herrera es coordinador del área de economía del Instituto Argentina Grande (IAG) y columnista de Un Mundo en Marcha (Radio Splendid, AM).