Las principales compañías petroleras de América Latina, incluyendo Pemex (México), YPF (Argentina) y Petrobras (Brasil), están implementando medidas para adaptarse a la reciente baja en los precios del petróleo, que ha impactado sus ingresos y planes de inversión.
Según un análisis de Bloomberg Línea, la caída del crudo a niveles cercanos a los $70 por barril ha obligado a estas empresas a reevaluar sus estrategias financieras y operativas.
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 75 dólares por barril y ahora se encuentra sobre los 65 dólares, lo que ha afectado tanto los márgenes como los flujos de caja libre de las compañías de la región.
Las tensiones comerciales están presionando las perspectivas de crecimiento global y la demanda de crudo, Warren Patterson, jefe de Estrategia de Commodities de ING, asegura que ven el Brent promediando 59 dólares en el cuarto trimestre de este año y 57 dólares en 2026.
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.
Bloomberg revisó las llamadas de resultados con inversionistas de las petroleras más grandes de la región por capitalización de mercado para evaluar cual ha sido el impacto.
Pemex: Presión financiera y ajustes
Petróleos Mexicanos (Pemex), una de las petroleras más endeudadas del mundo, enfrenta presión adicional por la combinación de precios bajos y una producción estancada. Fuentes cercanas a la empresa indican que podrían recortar gastos en exploración y priorizar proyectos de bajo costo para evitar un mayor deterioro financiero. El gobierno mexicano, su principal accionista, ha reiterado su apoyo, pero analistas advierten que la situación es crítica si los precios no se recuperan.
Para Pemex, el primer trimestre estuvo marcado por una reversión de resultados: la petrolera estatal reportó una pérdida neta de 2.100 millones de dólares.
El equipo de Finamex, liderado por Víctor Gómez explicó que esto responde 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 éste probablemente refleja factores temporales como cambios en costos de ventas más bajos y no una recuperación operativa genuina.
La petrolera mexicana aumentó su gasto de capital, sin embargo, la producción promedio del trimestre fue de 1,6 millones de bpd, lo que confirma que los mayores desembolsos no se han traducido en una estabilidad operativa.
El deterioro también se reflejó en el perfil de deuda, con un aumento del 21% interanual en su saldo total.
Petrobras: Disciplina de capital
Petrobras, por su parte, ha mostrado una mayor capacidad de ajuste estructural y financiero. La empresa reportó un EBITDA de 10.700 millones de dólares, con un margen del 51%, aunque levemente por debajo de las estimaciones del mercado.
Aun así, la estatal brasileña ha señalado que podría reducir parte de su programa de dividendos si la tendencia bajista persiste.
La generación de flujo de caja libre para los accionistas anualizada del 14% es menor a lo esperado para un Brent promedio de 75 dólares, en parte por flujos de operaciones 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.
Sin embargo, 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.
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.
Melgarejo afirmó que el umbral de rentabilidad de la empresa es de US$28 por barril . “Agregó que, «así que siempre trabajamos con pruebas y modelos a US$45 por barril, y si no pasa, entonces los proyectos no se continúan”.
La petrolera brasileña tiene un colchón más amplio gracias a sus operaciones en el presal, que son altamente rentables. Sin embargo, incluso ella ha señalado que podría ajustar su política de dividendos si el mercado no mejora.
Ecopetrol: Estabilidad
Ecopetrol también mostró capacidad de adaptación. A pesar del entorno de precios más débiles, la petrolera colombiana incrementó su producción y logró estabilizar márgenes operativos.
En palabra 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 su punto de equilibrio cercanos 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 de suministro de gas en Colombia.
YPF: Enfoque en shale oil y refinación
En Argentina, YPF ha redoblado su apuesta por el mega yacimiento de Vaca Muerta, donde los costos de producción del shale oil son competitivos incluso con precios bajos, sin embargo, la compañía podría moderar sus planes de expansión si la tendencia persiste.
YPF 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. Su 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.
Los resultados finacieros estuvieron marcados por causas que incluyeron mayores gastos financieros y depreciación, así como un entorno tributario adverso.
PRIO y Vista: Sinergias operativas
En Brasil, PRIO aportó 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 costo promedio por barril (lifting cost) 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 le promedio del portafolio”. No obstante, la empresa confía en reducir esa cifra mediante sinergias operativas.
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 costos de producción.
Vista, en cambio, adoptó una estrategia expansiva con foco en activos de sale en Vaca Muerta. Tras cerrar la adquisición del 50% restante del yacimiento “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 de pozos para programar mejor las ventas bajo condiciones favorables. Añadió que están gestionando la producción centrándose en el margen, no solo 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, proyectando un alza en el valor de la acción si la compañía logra optimizar el diseño de pozos en el nuevo bloque.
Contexto global
La debilidad del crudo se atribuye a la desaceleración económica global, especialmente en China, y al aumento de la producción en países como Estados Unidos. Aunque la OPEP+ ha extendido recortes de producción, el mercado sigue mostrando señales de sobreoferta.
En conclusión, mientras las petroleras latinoamericanas buscan eficiencias, su capacidad para sortear el escenario dependerá de una posible recuperación de precios y de su habilidad para controlar costos en un entorno volátil.
Las petroleras latinoamericanas están en modo de adaptación, buscando equilibrar sus finanzas en un escenario de incertidumbre.
