Los impactos de la tensión en Medio Oriente
Europa no depende directamente del estrecho de Ormuz. Qatar representa apenas el 4% de sus importaciones totales de gas.
Sin embargo, un análisis publicado el 1 de abril por Bruegel -el principal centro de estudios de política económica de la Unión Europea- concluye que el bloque pagará igual por la guerra de otros: el mercado global del gas natural licuado (GNL) funciona como un sistema de vasos comunicantes, y cuando un nodo colapsa, los precios suben para todos.
El estudio, firmado por seis investigadores del instituto con sede en Bruselas y publicado también en español por Le Grand Continent, ofrece el diagnóstico europeo más riguroso disponible sobre el impacto del cierre del Estrecho de Ormuz en el abastecimiento energético del bloque. A ello se suma el conflicto entre Rusia y Ucrania, que impuso la caída de las importaciones de la UE con respecto a la energía del país que conduce Vladimir Putin.
Su lectura, desde Argentina, tiene implicaciones directas para los proyectos de exportación de GNL que consorcios privados del país negocian con compradores europeos.
El 20% de los flujos mundiales de GNL transitan por Ormuz, provenientes principalmente de Qatar. Cuando ese corredor colapsa, los compradores asiáticos -que dependen del Golfo para cerca de un tercio de sus importaciones- compiten con los europeos por los cargamentos disponibles en el mercado abierto.
La mayor parte de esa flexibilidad proviene del GNL estadounidense, que hasta ahora se enviaba a Europa. Desde el inicio del conflicto, varios cargamentos ya fueron desviados hacia Asia. El resultado es que Europa, aunque no compre gas iraní ni dependa críticamente de Qatar, termina pagando el precio de un mercado tensionado que no controla.
Según los cálculos de Bruegel, si el precio del gas se duplica en 2026 respecto a los niveles anteriores a la crisis, la factura de importaciones europeas aumentaría en unos 100.000 millones de euros adicionales. La referencia es concreta: la factura de 2025 ascendió a 117.000 millones de euros, según Eurostat.
El país más expuesto y el menos expuesto
La exposición no es uniforme dentro del bloque. El análisis identifica una brecha significativa entre los países miembros en función de cuánto depende su sector eléctrico del gas para fijar precios.
Italia es el caso más vulnerable: el gas determina el precio mayorista de la electricidad el 90% del tiempo. Eso significa que cada suba del TTF (Title Transfer Facility, índice de referencia del mercado europeo del gas) se traslada casi directamente a las tarifas industriales y residenciales italianas. El país además concentra cerca de un tercio de las importaciones de GNL catarí hacia la UE, lo que lo posiciona como el Estado miembro más afectado por la interrupción en Ras Laffan.
España, en cambio, representa el caso opuesto. El despliegue masivo de energía eólica y solar redujo la proporción de horas en que el gas fija el precio de la electricidad del 75% en 2019 a el 15% en 2026, la caída más pronunciada entre los grandes mercados europeos. El precio de la electricidad española para el resto de 2026 se proyecta en torno a 66 euros por megavatio-hora (MWh), aproximadamente la mitad del nivel italiano. Bélgica y Polonia ocupan posiciones intermedias pero relevantes: Bélgica importa cerca de una cuarta parte de su GNL desde Qatar; Polonia, alrededor de una quinta parte.
La conclusión de los investigadores de Bruegel es directa: los países que sustituyeron producción a gas por energías renovables quedaron estructuralmente menos expuestos a las crisis de precios de los combustibles fósiles.
Argentina, el proveedor que llega cuando el mercado lo necesita
El diagnóstico de Bruegel identifica con precisión el problema estructural que enfrenta Europa: la diversificación post-Ucrania redujo la dependencia del gas ruso pero no eliminó la vulnerabilidad a los shocks del mercado spot global. Las nuevas capacidades de exportación disponibles, principalmente en EE.UU. y Canadá, son insuficientes para reemplazar los volúmenes perdidos de Qatar, según datos de la Agencia Internacional de la Energía (AIE) al 17 de marzo.
El mercado necesita nuevos proveedores con rutas sin riesgo operativo y capacidad de compromisos a largo plazo. En ese tablero, el posicionamiento argentino cobra peso concreto.
Desde el Golfo San Matías, en la provincia de Río Negro, un buque de GNL podría llegar a Europa en 34 días sin pasar por Ormuz, sin desvíos por el Cabo de Buena Esperanza y sin zonas de conflicto activo. Qatar, en las condiciones actuales con el canal de Suez comprometido y Ormuz cerrado, necesita 58 días para el mismo trayecto.
Esa ventaja geográfica ya tiene forma contractual. Southern Energy (SESA) -consorcio integrado por Pan American Energy (30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%)- firmó con Securing Energy for Europe (SEFE), empresa estatal del gobierno federal alemán, un contrato de compra de 2 millones de toneladas anuales (MTPA, del inglés metric tonnes per annum, toneladas métricas anuales) de GNL durante ocho años, con entregas desde fines de 2027.
Es el primer contrato de largo plazo de GNL argentino hacia Europa. En paralelo, el gobierno alemán estudia garantías estatales para créditos vinculados al proyecto en Río Negro, una señal de que la cobertura institucional del riesgo ya es parte de la negociación financiera.
El proyecto Argentina LNG -liderado por YPF junto a ENI y XRG, el brazo internacional de inversiones de ADNOC- apunta a su Decisión Final de Inversión (FID, del inglés Final Investment Decision, decisión final de inversión) en la segunda mitad de 2026, con JP Morgan estructurando el financiamiento y más de 47 entidades financieras que ya expresaron interés.
Goldman Sachs proyectaba el precio europeo del gas para abril en torno a u$s 55 por MWh, frente a u$s 36 antes del conflicto. Al 4 de abril, el TTF cotizaba en €50 por MWh. Si esos precios se sostienen en el mediano plazo, refuerzan la ecuación de cualquier proyecto que pueda garantizar entrega sin pasar por Ormuz.
El análisis de Bruegel concluye que la respuesta de largo plazo para Europa no es volver al gas ruso ni confiar en que las capacidades existentes alcancen: es reducir la exposición estructural al gas como insumo. Mientras esa transición no se completa, el mercado buscará nuevas anclas de suministro confiables. Argentina construyó en los últimos meses, contrato por contrato, los primeros eslabones de esa cadena.