EN VIVO: el cierre de Ormuz
La guerra que comenzó el 28 de febrero de 2026 con los ataques coordinados de Estados Unidos e Israel sobre infraestructura iraní no es un conflicto que se procese solo en los noticieros del exterior. Sus efectos llegaron a los surtidores argentinos en menos de dos semanas, complican la próxima campaña agrícola y, al mismo tiempo, revalorizan a Vaca Muerta como activo geopolítico de primer orden. Lo que sigue es un mapa del impacto, pregunta por pregunta.
¿Qué pasó exactamente en el Estrecho de Ormuz?
El Estrecho de Ormuz es el único paso marítimo que conecta el Golfo Pérsico con el Golfo de Omán y el océano abierto. Por allí circula alrededor del 20% del petróleo que se comercializa en el mundo y cerca del 20% del comercio global de gas natural licuado (GNL, del inglés Liquefied Natural Gas), prácticamente toda la producción qatarí.
Tras los ataques del 28 de febrero, el Cuerpo de la Guardia Revolucionaria Islámica (IRGC, del inglés Islamic Revolutionary Guard Corps) emitió advertencias que prohibían el tránsito de buques y comenzó a ejecutar ataques sobre embarcaciones. El 2 de marzo, un oficial del IRGC confirmó oficialmente el cierre del estrecho para buques de Estados Unidos, Israel y sus aliados occidentales. Al 12 de marzo, se registraban 21 ataques confirmados sobre barcos mercantes, según el Centro de Operaciones Marítimas del Reino Unido. El tráfico de tanqueros cayó alrededor de un 70% y más de 150 buques quedaron anclados fuera del estrecho para evitar el riesgo.
El cierre no es absoluto: el seguimiento satelital muestra que Irán continúa exportando petróleo en volúmenes similares a los previos al conflicto, mientras China e India mantienen tránsito parcial. Pero para el comercio occidental, el resultado práctico es una clausura.
¿Cuánto petróleo circulaba por allí y qué alternativas existen?
Hacia 2025, alrededor de 13 millones de barriles de petróleo por día transitaban por el estrecho, lo que representaba cerca del 31% del comercio marítimo mundial de crudo, según Kpler. La Agencia de Información de Energía de Estados Unidos (EIA, del inglés Energy Information Administration) elevaba ese volumen a 20 millones de barriles diarios en 2024 al incluir también derivados y GNL.
Las alternativas son insuficientes. Arabia Saudita está derivando crudo al puerto de Yanbu en el Mar Rojo a través del oleoducto Este-Oeste, mientras que los Emiratos Árabes Unidos hacen lo propio hacia el puerto de Fujairah. Sin embargo, la capacidad conjunta de esas rutas alcanza entre 3,5 y 5,5 millones de barriles diarios, frente a los 20 millones que normalmente transitan por el estrecho. La ruta del Mar Rojo, además, está expuesta a potenciales ataques hutíes.
¿Cómo reaccionó el precio del petróleo?
Con violencia. El Brent cerró el 27 de febrero en torno a u$s 73 por barril. El 8 de marzo superó los u$s 100 por primera vez en cuatro años y llegó a un pico de u$s 126 en las jornadas de mayor pánico. Al momento de elaboración de esta nota, el Brent opera en torno a u$s 103-105 por barril, mientras que el precio del crudo de referencia norteamericano (WTI) ronda los u$s 96.
Analistas estiman que el cierre del estrecho agregó alrededor de u$s 40 por barril como prima de riesgo geopolítico por encima de lo que los fundamentos de mercado justificarían. Sin el conflicto, las proyecciones para 2026 apuntaban a un Brent en torno a u$s 60.
La EIA proyecta que el Brent se mantendrá por encima de u$s 95 en los próximos dos meses, antes de caer por debajo de u$s 80 en el tercer trimestre de 2026. Esa proyección está condicionada a la duración del conflicto.
¿Qué pasó con el mercado global de GNL?
El impacto sobre el GNL fue tan o más severo que sobre el petróleo crudo. El estrecho concentra alrededor del 20% del comercio mundial de GNL, casi toda de origen qatarí. El 3 de marzo, QatarEnergy confirmó la paralización de producción en su complejo de Ras Laffan tras ataques aéreos sobre la infraestructura.
El índice de referencia asiático de GNL (JKM, del inglés Japan Korea Marker) saltó hasta unos u$s 25,39 por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu, del inglés Million British Thermal Units), un alza del 68% en un solo día, mientras que la referencia europea de gas (TTF, del inglés Title Transfer Facility) acumuló una suba de alrededor del 70% en menos de 48 horas.
La capacidad exportadora de GNL de Estados Unidos ya operaba cerca de su techo antes del conflicto, lo que limita la posibilidad de compensar la pérdida del suministro del Golfo Pérsico. Goldman Sachs advirtió que un mes completo de interrupción del tránsito podría llevar el TTF y el JKM hacia los 74 euros por megavatio-hora, nivel que en 2022 desencadenó una respuesta de demanda a escala global.
¿Cuánto ayudan las reservas estratégicas de petróleo?
La Agencia Internacional de Energía (IEA, del inglés International Energy Agency) anunció la mayor liberación de reservas estratégicas de la historia: 400 millones de barriles coordinados entre sus miembros. El gobierno de Trump, en paralelo, dispuso la liberación de reservas del Strategic Petroleum Reserve.
El problema es de escala. Con un consumo global de alrededor de 105 millones de barriles por día, esos 400 millones cubren teóricamente cuatro días de demanda mundial. Comparados con el flujo normal del estrecho —cerca de 20 millones de barriles diarios—, equivalen a apenas 20 días de tránsito típico. La liberación de reservas puede calmar el pánico temporalmente, pero no repara la arteria rota.
¿Por qué los fertilizantes también están en riesgo?
El estrecho no es solo un corredor energético. Alrededor de un tercio del comercio mundial de fertilizantes transita por el Estrecho de Ormuz, incluidos volúmenes significativos de nitrógeno, urea y materias primas fosfatadas. El gas natural representa alrededor del 80% del costo de producción de la urea, el fertilizante nitrogenado más usado en trigo y maíz. Cuando el gas se encarece o su suministro se interrumpe, la urea sigue.
Entre el 26 de febrero y el 5 de marzo, el precio de la urea subió entre 23 y 80 dólares por tonelada dependiendo del mercado de referencia, con variaciones porcentuales de entre el 11% y el 18%, según el reporte de la consultora Ingeniería en Fertilizantes (IEF). En Sudamérica, el precio de la urea entregada en destino (CFR) registró un salto de u$s 160 por tonelada en una semana.
¿Cómo impacta el precio de los fertilizantes en el campo argentino?
Argentina importa alrededor del 50% de los fertilizantes que consume. Más del 60% de la urea granulada importada en 2025 provenía de la región hoy en conflicto: Omán (16%), Turkmenistán (14,2%), Qatar (12,5%) y Emiratos Árabes Unidos (3,8%) encabezaban la lista, según datos de la Bolsa de Comercio de Rosario. En 2025, las importaciones de fertilizantes superaron los u$s 2.000 millones, con una suba de cerca del 38% frente al año anterior.
La crisis irrumpió en un momento técnicamente favorable: Argentina está en período de cosecha, no de siembra. Pero los precios que se consoliden en las próximas semanas condicionarán los márgenes de la campaña 2026/27, sobre todo en trigo y maíz, que concentran el 70% del uso de fertilizantes del país. Rabobank advirtió que entre el 25% y el 30% del comercio mundial de nitrógeno transita por el estrecho, junto con porciones clave del amoníaco y los fosfatados. El grueso de las importaciones ocurre en la segunda mitad del año, pero las decisiones de compra deben tomarse en mayo.
¿Qué pasó con la nafta y el gasoil en Argentina?
Los precios en surtidor acusan el impacto desde la primera semana de marzo. El índice de precios de combustibles de la consultora EcoGo pasó de 136,3 el 26 de febrero a 148,2 el 16 de marzo —en base enero 2025 = 100—, lo que implica un alza acumulada del 8,67% en menos de tres semanas. La nafta Súper de YPF registró una suba de $145 en una sola semana, equivalente al 8,3%.
El CEO de YPF, Horacio Marín, fue explícito sobre la estrategia de la compañía: ajustes graduales, sin congelamientos, siguiendo un promedio móvil que pondera costos internacionales. Advirtió que, de sostenerse el precio internacional en niveles elevados, el traslado al surtidor seguirá de forma gradual pero constante.
Según GMA Capital, un aumento del 10% en los combustibles agrega 0,37 puntos porcentuales a la inflación, lo que podría ubicar el Índice de Precios al Consumidor de marzo cerca del 2,8%. El efecto se transmite rápidamente a través del transporte y los costos logísticos.
¿Argentina pierde o gana con esta crisis?
Ambas cosas, según el horizonte que se mire. En el corto plazo, el país gana dólares: enero de 2026 fue el cuarto mes consecutivo con producción de petróleo superior a los 4 millones de metros cúbicos —nivel que se había vuelto a alcanzar recién en agosto de 2025 tras casi 26 años—, según datos difundidos por el Ministerio de Economía. El Brent por encima de u$s 100 mejora los ingresos de las exportadoras. En el largo plazo, el posicionamiento geopolítico también favorece al país: los compradores asiáticos y europeos buscan fuentes de suministro estables y fuera del Golfo Pérsico.
Pero hay una cara B inmediata. El petróleo representa alrededor del 40% del precio final del combustible, de modo que la suba del crudo termina trasladándose al surtidor y, desde allí, a toda la cadena logística y al nivel general de precios. A eso se suma la presión sobre los fertilizantes, que amenaza los márgenes del agro.
¿Qué implica todo esto para los proyectos de GNL argentinos?
Es, probablemente, el ángulo de mayor impacto estructural para el sector energético local. El CEO de Phoenix Global Resources, Pablo Bizzotto, señaló en el Foro IEFA Latam que el caso de Vaca Muerta «es un ejemplo de lo que es una política de Estado» y que la oportunidad que abre la crisis es «extraordinaria».
La lógica es directa: si el mercado global de GNL ya era ajustado antes del conflicto —con capacidad exportadora de Estados Unidos cerca de su techo—, la crisis acelera la demanda de nuevas fuentes de suministro estables. Argentina tiene dos proyectos de licuefacción activos. El primero, Southern Energy, es liderado por Pan American Energy con YPF, Pampa Energía, Golar y Harbour Energy, con entrada en producción prevista para 2027. El segundo es Argentina GNL, el proyecto más ambicioso que YPF impulsa junto con ENI y XRG, con foco en 2026 para cerrar el financiamiento y lanzar las licitaciones de infraestructura.
YPF anunció una inversión de u$s 6.000 millones para 2026, con el 70% destinado a Vaca Muerta, y proyecta alcanzar 215.000 barriles diarios de shale oil. Con el Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y Argentina GNL, el país aspira a un hub exportador con ingresos de u$s 37.500 millones anuales. La crisis de Ormuz no crea esa oportunidad, pero la vuelve urgente para los compradores del otro lado del mundo.