Bloomberg Línea — La caída del precio del crudo ha obligado a las petroleras de América Latina a redefinir prioridades, contener inversiones y buscar eficiencias operativas. Durante el primer trimestre, el Brent promedió US$75 por barril y ahora se encuentra sobre los US$65, lo que ha afectado tanto los márgenes como los flujos de caja libre de las compañías de la región.
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Según 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”.
Bloomberg Línea revisó las llamadas con inversionistas de las petroleras más grandes de la región por capitalización de mercado para evalúar cómo ha sido el impacto.
Este escenario ha golpeado a empresas como Pemex, mientras que otras como Petrobras, PRIO y Vista han mostrado mayor capacidad de adaptación, ya sea por diversificación o aprovechamiento de sinergias.
El caso de Pemex y Petrobras
Para Pemex, el primer trimestre estuvo marcado por una reversión de resultados: la petrolera estatal reportó una pérdida neta de US$2.100 millones.
El equipo de Finamex, liderado por Víctor Gómez, explicó que esto respondió a “una combinación de una caída interanual de 11,3% en la producción de crudo, menores precios internacionales e ineficiencias persistentes en los segmentos de refinación y petroquímica”.
A pesar de un alza del 34,5% en el EBITDA, los analistas advierten que este “probablemente refleja factores temporales como cambios en costos de ventas más bajos, y no una recuperación operativa genuina”.
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La petrolera mexicana aumentó su gasto de capital, sin embargo, la producción promedio del trimestre fue de apenas 1,6 millones de barriles diarios, lo que confirma que los mayores desembolsos no se han traducido en una estabilización operativa.
El deterioro también se reflejó en el perfil de deuda, con un aumento del 21% interanual en su saldo total.
En contraste, Petrobras (PETR4) mostró una mayor capacidad de ajuste estructural y financiero. La empresa reportó un EBITDA de US$10.700 millones, con un margen del 51%, aunque levemente por debajo de las estimaciones del mercado.
Regis Cardoso, analista jefe de Petróleo y Gas en XP Investimentos, señaló que “la generación de flujo de caja libre para los accionistas anualizada del 14% es menor a lo esperado para un Brent promedio de US$75, en parte por flujos de operación más débiles”.
Pese a esto, la compañía mantuvo una posición de deuda estable, un Capex en línea con lo previsto (US$4.000 millones) y reafirmó su compromiso con la disciplina de capital.
No obstante, la presidenta de Petrobras, Magda Chambriard, reconoció los desafíos que traen los precios bajos.
“Este difícil escenario de US$65 por barril exige y exigirá de nosotros proyectos simplificados y la garantía de que tendremos buenos márgenes comerciales para nuestros productos”, dijo durante una llamada de inversionistas.
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En su visión, la clave estará en austeridad y eficiencia y reconoció que “cuando los precios bajan, toca apretarse el cinturón”. Estas declaraciones fueron respaldadas por el CFO, Fernando Melgarejo, que explicó que los proyectos se someten a pruebas de resiliencia con precios conservadores.
“Nuestro umbral de rentabilidad es de US$28 por barril”, dijo Melgarejo. “Así que siempre trabajamos con pruebas y modelos a US$45 por barril. Y si no pasa, entonces los proyectos no se continúan".
YPF y Ecopetrol: foco en eficiencia
Ecopetrol (ECOPETL) también mostró capacidad de adaptación. A pesar del entorno de precios más débiles, la petrolera colombiana incrementó su producción y logró estabilizar sus márgenes operativos.
En palabras de su CEO, Ricardo Roa, “desde el punto de vista financiero, ha sido un trimestre estable a pesar de la bajada de los precios del Brent”.
Sin embargo, Roa reconoció en abril que han comenzado a evaluar la posibilidad de cerrar campos con costos superiores a los precios actuales.
“De los campos que tienen en su break-even, su punto de equilibrio, cercano a ese precio (US$73), pues habrá que descartarlos, y concentrarnos en los que tengan menores costos”, dijo durante un congreso empresarial.
Si bien el flujo de caja se vio afectado durante el primer trimestre, la compañía mantuvo su inversión en exploración y su rol en el suministro de gas en Colombia.
“Seguimos reforzando nuestro programa de eficiencia, optimizando costes y generando más valor por cada dólar invertido”, dijo Roa.
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YPF (YPF), por su parte, reportó una mejora notable en sus resultados operativos. El EBITDA ajustado creció 48,8% intertrimestral al alcanzar US$1.240 millones.
El CEO, Horacio Marín, explicó que esta mejora se sustentó en una mayor eficiencia en shale y en la operación de sus refinerías, que alcanzaron un nivel récord de utilización del 94%.
Sin embargo, la rentabilidad neta se mantuvo débil. El CFO, Federico Barroetavena, reconoció que “el resultado neto del primer trimestre fue una pérdida de US$10 millones, frente a una pérdida de US$284 millones en el cuarto trimestre del año pasado”.
Las causas incluyeron mayores gastos financieros y depreciación, así como un entorno tributario adverso.
PRIO y Vista: sinergias operativas
En Brasil, PRIO (PRIO3) apostó por una estrategia de consolidación operativa. Durante el trimestre, avanzó en la adquisición del campo Peregrino, lo que aumentó su producción, pero también elevó sus costos.
El lifting cost, o costo promedio por barril que una petrolera incurre para extraer crudo, se ubicó en US$12,8 por barril, un 15% más que en el trimestre anterior.
Vicente Falanga, analista de Bradesco BBI, atribuyó este aumento al hecho de que “el costo de Peregrino es más alto que el promedio del portafolio”. No obstante, la empresa confía en reducir esa cifra mediante sinergias operativas.
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El CEO de PRIO, Roberto Monteiro, explicó durante la presentación de resultados que se produjeron "109.000 barriles cuando se esperaba que la producción estuviera más cerca de los 115.000“.
Francisco Francilmar, COO de la compañía, reconoció que el primer trimestre fue “muy retador para la empresa” lo que “acabó repercutiendo negativamente en la producción de los yacimientos y, en consecuencia, presionó sobre los costes de producción”.
Vista (VIST), en cambio, adoptó una estrategia expansiva con foco en activos de shale en Vaca Muerta. Tras cerrar la adquisición del 50% restante de La Amarga Chica, la firma ajustó su proyección de producción anual a 126.000 barriles equivalentes diarios.
El CEO, Miguel Galuccio, explicó que Vista “produjo una cantidad significativa, pero retrasó completaciones para programar mejor las ventas bajo condiciones favorables”. Y añadió que están “gestionando la producción centrándonos en el margen, no sólo en el volumen”.
A pesar del flujo de caja libre negativo en el trimestre, Vista sostiene su estrategia de crecimiento. El mercado ha respondido con optimismo, con analistas como Vicente Falanga, de Bradesco BBI, proyectando un alza en el valor de la acción si la compañía logra optimizar el diseño de pozos en el nuevo bloque.
