El fin de semana no trajo alivio. El mercado energético global cierra el domingo y abre este lunes con una acumulación de novedades que, leídas en conjunto, explican por qué el barril de Brent cotiza en la zona de u$s 102 y registró un pico intradiario de u$s 110,70 —su nivel más alto desde 2022.
Para quien siguió la semana desde Argentina, el lunes arranca con tres variables que reconfiguran el mapa de la crisis.
Kuwait declara fuerza mayor y el efecto dominó se acelera
El sábado, Kuwait Petroleum Corporation (KPC) anunció una reducción de producción y declaró fuerza mayor sobre sus ventas de crudo y derivados. La compañía estatal —que producía alrededor de 2,6 millones de barriles diarios en febrero— citó tres razones concretas: las amenazas explícitas de Irán contra el tránsito por el Estrecho de Ormuz, los ataques directos sobre territorio kuwaití y la virtual desaparición de buques disponibles para cargar en el Golfo Arábigo.
Los recortes comenzaron con unos 100.000 barriles diarios el sábado y se esperaba que casi se triplicaran el domingo, con reducciones adicionales condicionadas al nivel de almacenamiento. En ese marco, Kuwait se suma a Qatar —que detuvo su producción de GNL desde el 2 de marzo y declaró fuerza mayor el 4— y a Irak, cuyo colapso productivo es el dato más dramático de los últimos días.
Irak: de 4,3 millones a 1,3 millones de barriles en días
La producción de los principales yacimientos del sur iraquí cayó un 70% desde el inicio del conflicto.
Antes de la guerra, los campos del sur —Rumaila, West Qurna 2 y Majnoon entre los principales— producían alrededor de 4,3 millones de barriles por día. Al cierre del fin de semana, esa cifra había caído a 1,3 millones, según tres fuentes de la industria. La causa no es daño físico a los campos: es una consecuencia directa de la lógica del bloqueo.
Sin buques que carguen en Basra, los tanques de almacenamiento llegaron a su capacidad máxima y la producción tuvo que detenerse para evitar daños operativos en ductos y sistemas de bombeo.
En el norte, la situación es igualmente crítica. Los campos del Kurdistán iraquí pararon por precaución y las exportaciones por el oleoducto Ceyhan hacia el Mediterráneo —la única vía que permitía a Irak bypassear Hormuz— quedaron suspendidas, cortando también el flujo hacia mercados europeos. Las exportaciones de crudo representan más del 90% de los ingresos del Estado iraquí; si la paralización se extiende un mes, el impacto social y político sobre Bagdad será inevitable.
La variable japonesa: el comodín de la semana
A ese escenario se sumó el domingo una señal que los operadores seguirán de cerca en la apertura asiática del lunes. Japón evalúa liberar reservas estratégicas de forma unilateral, sin esperar coordinación con Estados Unidos ni con la Agencia Internacional de Energía (AIE).
Se trata del tercer stockpile estratégico del mundo: el gobierno nipón mantiene reservas propias de alrededor de 260 millones de barriles distribuidos en diez sitios, y cuenta además con acuerdos de almacenamiento conjunto con Arabia Saudita, los Emiratos Árabes Unidos y Kuwait que suman unos 178 millones de barriles adicionales. En total, según datos oficiales, Japón dispone de aproximadamente 440 millones de barriles, equivalentes a 204 días de importaciones.
Una acción unilateral de Tokio marcaría un precedente. Hasta ahora, las liberaciones de reservas estratégicas de economías importadoras se canalizaron a través de la AIE o de acuerdos liderados por Washington. Que Japón evalúe actuar por su cuenta señala que la urgencia doméstica ya supera los tiempos diplomáticos —y podría anticipar movimientos similares de Corea del Sur y la India, igualmente expuestas al corte de suministro desde el Golfo. De concretarse, una liberación coordinada o en cascada de reservas estratégicas sería la primera señal real de un posible techo para el rally.
Qué implica para Vaca Muerta
Argentina atraviesa este shock en una posición inédita. La producción de petróleo alcanzó un récord de 882.200 barriles diarios en enero, con Vaca Muerta aportando el grueso del crecimiento interanual. Con el Brent en u$s 110, cada u$s 10 adicionales sobre el precio del barril se traduce en unos u$s 1.300 millones más de exportaciones anualizadas, según estimaciones de la consultora Aleph Energy. Las proyecciones para la balanza comercial energética 2026 —que apuntaban a un superávit de u$s 10.000 millones— podrían quedar cortas si el rally se sostiene.
Pero hay un límite que el precio no resuelve: Argentina exporta hoy alrededor de 300.000 barriles diarios, un número que no puede crecer de forma significativa hasta que el oleoducto VMOS entre en operación, previsto para fines de 2026. El beneficio es real y llega por precio. El beneficio por volumen todavía espera infraestructura.
Esta semana dirá si el mercado sostiene los u$s 110, si Tokio actúa y si Arabia Saudita y los Emiratos —los siguientes en la línea según los analistas— se suman a los recortes.