Bloomberg Línea — En el segundo trimestre de 2025, las cuatro grandes petroleras de mayoría estatal de América Latina operaron bajo un mismo telón de fondo: un Brent promedio más bajo que el trimestre previo, con presión sobre ingresos y márgenes. La respuesta, sin embargo, fue distinta en cada caso.
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La brasileña Petrobras (PETR4) creció 5% en producción y 15% en gas gracias a nuevas plataformas en el presal, lo que compensó la baja del Brent. Por su parte, la argentina YPF (YPF) batió récords en Vaca Muerta, sumó más exportaciones y redujo costos tras desprenderse de campos maduros.
En el caso de la mexicana Pemex, mostró utilidades y avances en refinación, aunque su producción de crudo y gas retrocedió frente al año anterior. La colombiana Ecopetrol (EC) recuperó márgenes en refinación y logró el mejor diferencial de crudo en cuatro años, pero sus utilidades sintieron el efecto del menor precio del Brent.
“La utilidad neta de Ecopetrol ha mostrado un comportamiento bajista desde el año 2022, afectada tanto por el comportamiento operativo y financiero de la compañía como por menores precios del petróleo”, dijo Omar Suárez, gerente de renta variable de Aval Casa de Bolsa.
Eficiencia y foco en producción: YPF y Petrobras
Tanto YPF como Petrobras cerraron el segundo trimestre de 2025 con un desempeño operativo robusto, marcado por avances en eficiencia y expansión de producción en sus principales activos no convencionales.
Sin embargo, en ambos casos persisten señales de presión sobre el flujo de caja y cierta decepción del mercado ante la política de dividendos de Petrobras, en un entorno de precios internacionales debilitados.
En el caso de YPF, la producción total alcanzó los 546.000 barriles equivalentes por día, con un 62% proveniente del shale, consolidando su posicionamiento como principal operador no convencional del país.
El lifting cost bajó a US$12,3 por barril, una reducción del 19% respecto al primer trimestre. Según explicó el CEO Horacio Marín, esta mejora fue posible gracias al traspaso de activos de alta madurez y altos costos.
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El equipo de análisis de Bank of America (BAC), liderado por Leonardo Marcondes, mantuvo su visión positiva sobre la petrolera argentina al señalar que el EBITDA de US$1.124 millones estuvo “en línea con nuestras expectativas de US$1.139 millones y el consenso de US$1.158 millones”.
Marcondes resaltó “la mejora secuencial en el flujo de caja libre, luego de la quema de caja de aproximadamente US$500 millones en el primer trimestre de 2025, incluso en un entorno de precios de petróleo más débiles”.
No obstante, advirtió que el segmento de energías renovables (“New Energies”) quedó por debajo de lo proyectado, ya que “se ubicó en US$26 millones, frente a los US$51 millones estimados por Bank of America”.
Por su parte, el equipo de JPMorgan (JPM), liderado por Rodolfo Angele, valoró la reducción de costos y la calificó como “una tendencia muy positiva y bienvenida”.
En el frente brasileño, Petrobras también reportó avances significativos en producción, con una cifra operada récord de 4,19 millones de barril equivalente de petróleo y un lifting cost que descendió a US$6,6 por barril equivalente de petróleo, con un ajuste del 2,2% trimestre contra trimestre.
En el plano operativo, uno de los motores de la expansión productiva fue la activación de nuevos FPSO en el presal. La directora de producción, Sylvia Anjos, destacó que “alcanzamos el pico de producción del FPSO Duque de Caxias y el inicio de operaciones del FPSO Alexandre de Gusmão, además del continuo crecimiento del FPSO Almirante Tamandaré”. Estas plataformas flotantes fueron fundamentales para alcanzar el récord de producción operada.
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Sin embargo, el equipo de análisis de BB Investimentos, encabezado por Daniel Cobucci, definió los resultados como “números mixtos”. Valoró especialmente la baja de costos en el presal, al afirmar que “debido a menores gastos con intervenciones y logística”.
Pero fue crítico con los resultados financieros: “la generación de caja operativa fue de R$42.400 millones (US$7.611 millones, -14% t/t), y el flujo de caja libre cayó a R$19.200 millones (US$3.449 millones, -26% t/t)”, presionado por menores ingresos fiscales, baja del Brent y aumento de gastos.
En esa misma línea, Angele, de JPMorgan, indicó que “el flujo de caja libre fue de US$814 millones, un rendimiento anualizado de solo 3,8%” y alertó sobre una suba del leverage financiero a 1,53x deuda neta/EBITDA, desde el 1,47x anterior.
Sobre la inversión, señaló que “Petrobras enfatizó en que el 85% de su capex fue desplegado en el segmento de exploración y producción, consistente con mayores expectativas de producción”.
Los desafíos de Ecopetrol y Pemex
Los resultados de la colombiana Ecopetrol y la mexicana Pemex se vieron afectados por el declive de sus activos petroleros en un entorno de precios bajos ante una menor demanda.
Aunque ambas reportaron números negros a los inversionistas durante el segundo trimestre de este año, estuvieron debajo de las expectativas.
La producción del Grupo Ecopetrol fue de 755.500 barriles diarios de petróleo crudo equivalente entre abril y junio, una ligera caída anual debido a una menor producción de gas por de laclinación de los campos Cusiana, Recetor, Ballena y Chuchupa; menor extracción de crudo por bloqueos en Orinoquia, mitigados parcialmente por un mejor desempeño en la cuenca de Permian por la optimización del plan de desarrollo y la adquisición del 45% de participación de Repsol en el bloque CPO-09 y mayor crecimiento de Caño Sur.
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El lifting cost de la petrolera colombiana se ubicó en US$11,59 por cada barril durante la primera mitad del año, un retroceso de US$0,45 por unidad comparado con el mismo periodo del año pasado, manteniendo el objetivo anunciado al mercado.
El EBITDA de Ecopetrol se ubicó en US$2.700 millones, menor a lo esperado por el grupo financiero JPMorgan y el consenso por 7,9% y 5,4% respectivamente.
“Esperamos una pequeña reacción negativa a este conjunto de resultados”, advirtió el banco en su análisis. Los negocios de exploración y producción, refinación y comercialización, además del negocio brasileño de redes eléctricas en Brasil, ISA fue “decepcionante”.
Los analistas, de todas formas, aseguraron que los ingresos de Ecopetrol fueron una sorpresa “positiva”, ya que los precios promedio bajaron 1,7%, mientras que el crudo de referencia europeo Brent cayó 10% y fue 8,4% superior a la estimación del banco estadounidense.
La producción aumentó ligeramente 1,4% en el trimestre por encima de la expectativa. Sin embargo, el costo de extracción aumentó un 6,4% intertrimestral y los gastos operativos se expandieron un 8,6%.
Ricardo Roa Barragán, presidente de la empresa, mencionó que la producción de hidrocarburos continúa en declive con los más altos porcentajes, situación que calificó como una “gran realidad”, durante una llamada con analistas.
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“Continuaremos fortaleciendo nuestra flexibilidad operativa y estratégica, monitoreando los precios del mercado y la coyuntura internacional para hacerle frente a todas las situaciones de entorno que se nos presenten, con el fin de proteger y maximizar el valor para todos nuestros accionistas” señaló Roa Barragán.
En el caso de Pemex, la producción se ubicó en 1,63 millones de barriles de hidrocarburos líquidos, su nivel más bajo en cuatro décadas ante el declive de sus activos maduros y algunos nuevos y una caída anual de 8,6%.
La empresa mexicana arrastra una deuda financiera de US$98.800 millones, la más alta a nivel mundial entre compañías petroleras, mientras su negocio de refinación enfrenta retrasos desde julio de 2022.
Pemex señaló que el precio del petróleo disminuyó por el anuncio del presidente estadounidense Donald Trump de aranceles recíprocos a nivel mundial. El precio promedio de la Mezcla Mexicana de Exportación fue de US$62,41 por barril, una caída de 15% en los primeros seis meses del año.
“Esta política arancelaria debilitó las perspectivas de crecimiento económico global, así como de la demanda mundial de petróleo crudo”, señaló la compañía en su reporte trimestral.
Los resultados de Pemex muestran cierta “estabilización financiera” tras reportar un beneficio neto de US$3.100 millones, ampliamente impulsados por un favorable tipo de cambio, aun así, la compañía enfrenta “fuertes” vientos en contra, incluida una menor producción, presiones de depreciación del peso mexicano y un elevado costo financiero, señaló el grupo Finamex en un reporte.
“Si bien la liquidez a corto plazo mejoró, gracias al apoyo gubernamental y a un sólido EBITDA trimestral, las perspectivas a largo plazo siguen empañadas por los desafíos estructurales y la limitada flexibilidad para invertir o desapalancarse", agregó el informe.
A pesar de una caída interanual de los ingresos del 4,4%, los menores costos y los deterioros elevaron el EBITDA un 34% interanual a US$4.000 millones. “Los costos de elevación aumentaron un 6,4% intertrimestral y los gastos operativos se expandieron un 8,6% intertrimestral”, añadió Finamex en el documento.
Pemex pasa por un proceso de profundo cambio fiscal, financiero y operativo, respaldado ampliamente por el Gobierno mexicano de Claudia Sheinbaum.
El nuevo plan estratégico de Pemex 2025-2035, presentado en la primera semana de agosto, ya arrojó sus primeros resultados como una mejora en la calificación crediticia por parte de la agencia Fitch Ratings y un posible aumento de su nota con Moody’s.
Roxana Muñoz, analista de Moody’s, comentó que la revisión de calificación refleja un compromiso “más firme” del Gobierno hacia Pemex. La agencia dijo que la calificación mejoraría si el Gobierno y la petrolera cierran “exitosamente” las operaciones de gestión de pasivos “como se espera” y se implemente medidas estructurales que reduzcan “eficazmente” las necesidades de efectivo.
Pemex ha utilizado el 70% de su presupuesto de inversión para 2025 al cierre de junio de este año.
