2 de julio de 2025.- El sector estadounidense del petróleo y el gas se enfrenta a un punto de inflexión crítico, ya que el aumento de los aranceles al acero y la incertidumbre regulatoria se combinan con el aumento de los costos de los insumos, lo que amenaza la rentabilidad y la producción futura.
Los recientes cambios de política, incluido el aumento de los aranceles al acero de la Sección 232 al 50% el 4 de junio de 2025, han intensificado la presión sobre los presupuestos de perforación, mientras que la agresiva estrategia de producción de la OPEP+ corre el riesgo de reducir aún más los márgenes ya de por sí ajustados.
Estas fuerzas están transformando las perspectivas de la industria y por qué los inversionistas deben reevaluar su exposición a empresas upstream con altos costos de equilibrio.
Aranceles al acero: un golpe directo a la economía de la perforación
El arancel del 50% sobre el acero importado ha disparado los precios, y el acero laminado en caliente en bobina —fundamental para los productos tubulares para campos petrolíferos (OCTG)— alcanzará los $890 dólares por tonelada corta en 2025, un aumento del 15% con respecto a 2024.
Para los pozos marinos del Golfo de México, esto añade entre 1 y 2 millones de dólares por pozo, elevando los costos de los OCTG al 8-10% de los gastos totales de perforación.
El cambio de Precision Drilling hacia proveedores nacionales pone de relieve la lucha por mitigar los costos, pero los operadores más pequeños carecen de dicha flexibilidad.
La Encuesta de Energía de la Reserva Federal de Dallas (marzo de 2025) reveló que el 55% de las empresas de servicios petrolíferos anticipan una reducción en la demanda de los clientes debido a los aranceles, con un aumento del 25-30% en los costos de revestimiento/tubería.
Pronósticos divergentes: Fed de Dallas vs. EIA
Si bien la Administración de Información Energética de EE. UU. (EIA) proyecta una producción de crudo de 13.54 millones de barriles diarios (mb/d) para 2025, la encuesta de la Reserva Federal de Dallas presenta un panorama más cauteloso.
El índice de producción de petróleo de la Reserva Federal solo subió a 5,6 en el primer trimestre de 2025, lo que indica un crecimiento moderado en medio de la compresión de márgenes y las trabas regulatorias.
Las suposiciones de la EIA podrían subestimar los riesgos: el índice de incertidumbre de la Reserva Federal de Dallas se disparó a 43.1, impulsado por la volatilidad arancelaria y los bajos precios del petróleo. Los precios de equilibrio de las empresas para los nuevos pozos de la Cuenca Pérmica se mantienen en $65 dólares por barril, mientras que los precios del WTI promediaron $67.60 dólares por barril a mediados de 2025, lo que redujo los márgenes de beneficio a niveles precarios.
El aumento de la producción de la OPEP+: un arma de doble filo
La estrategia de la OPEP+ de reducir 2.2 millones de barriles diarios (bpd) de recortes voluntarios para octubre de 2025 supone un desafío directo para el petróleo de esquisto estadounidense.
Para julio, se habían revertido 1.37 millones de bpd de recortes, y Morgan Stanley advirtió de un superávit de 1.78 millones de bpd para agosto. Si bien las tasas globales de declive (15 % anual) ofrecen un margen de maniobra, la volatilidad resultante de los precios podría empujar el WTI por debajo de los $60 Dls./barril a principios de 2026, un nivel que presionaría gravemente a los productores estadounidenses con altos costos.
Goldman Sachs pronostica un superávit de 400,000 bpd en 2025, mientras que Bank of America prevé que los precios caerán a $65.
El caso de la inversión: reducir la exposición a los productores de alto costo
La confluencia del aumento de los costos de insumos, la fricción regulatoria y los aumentos de producción de la OPEP+ crea un entorno de alto riesgo para las empresas upstream.
Los inversores deben priorizar:
- Operadores con un punto de equilibrio más bajo : centrarse en empresas con activos en la Cuenca Pérmica (p. ej., Pioneer Natural Resources) o proyectos offshore en el Golfo de México, donde los costos de equilibrio son inferiores a $60 Dls./barril y la producción es menos sensible a los aranceles del acero.
- Estrategias de cobertura : utilizar opciones de venta en ETF de energía (p. ej., el Energy Select Sector SPDR Fund (XLE)) para protegerse contra una caída de precios.
- Evitar nombres de alto apalancamiento : las E&P más pequeñas con balances muy endeudados (p. ej., Whiting Petroleum) enfrentan mayores riesgos de impago si los precios se estancan por debajo de $70 Dls./barril.
Conclusión: Un sector en riesgo de bajo rendimiento estructural
El sector estadounidense del petróleo y el gas está entrando en un período de mayor vulnerabilidad. Los aranceles al acero han erosionado los márgenes, la OPEP+ está intensificando su batalla por la cuota de mercado y la incertidumbre regulatoria se cierne sobre él. Si bien el Golfo de México y la Cuenca Pérmica ofrecen remanentes de resiliencia, la trayectoria de crecimiento del sector en su conjunto depende de que los precios del petróleo superen los $70 dólares por barril, un escenario cada vez más incompatible con la dinámica de la oferta global.
Sería prudente que los inversores redujeran su exposición a empresas upstream con altos costos de equilibrio y, en su lugar, buscaran refugio en yacimientos con cobertura o infraestructura midstream, donde los flujos de caja están más protegidos de las fluctuaciones de precios.
La era del crecimiento fácil del esquisto ha terminado; el próximo capítulo estará definido por la consolidación y la disciplina de costos.
Reportacero
