Análisis
Hay shocks de mercado que se resuelven solos cuando bajan las tensiones. Y hay shocks que rompen infraestructura.
El que comenzó el 28 de febrero, cuando Estados Unidos e Israel lanzaron ataques coordinados contra Irán, pertenece a la segunda categoría. La diferencia no es semántica: define si la oportunidad para los productores alternativos dura semanas o años.
Los misiles iraníes impactaron Ras Laffan Industrial City, el mayor complejo de licuefacción de gas natural del planeta. QatarEnergy calculó que el ataque eliminó el 17% de su capacidad exportadora de gas natural licuado (GNL), y la empresa declaró fuerza mayor. Una instalación de ese tamaño no vuelve a operar en semanas. Las reparaciones, si los ataques cesan, se miden en meses. Y durante ese tiempo, los contratos de largo plazo que Qatar alimentaba quedan sin cobertura.
Robin Mills, director ejecutivo de Qamar Energy, una consultora con base en Dubai, resumió la novedad de este conflicto con una precisión que no admite relativizaciones: no existe precedente histórico para una guerra regional que ataque simultáneamente instalaciones de todo tipo, con todos los métodos disponibles, en toda la geografía de la zona al mismo tiempo. Lo que está ocurriendo no tiene antecedente de gestión de riesgo disponible.
Un estrecho que ya no funciona
El Estrecho de Ormuz facilitaba el tránsito de alrededor de 20 millones de barriles de petróleo por día, lo que representaba aproximadamente el 20% del comercio marítimo de crudo en el mundo, principalmente desde Arabia Saudita, los Emiratos Árabes Unidos, Iraq y Qatar. Ese flujo está hoy prácticamente paralizado.
Irán confirmó 21 ataques a buques mercantes desde el inicio del conflicto. El tráfico de tanqueros cayó primero un 70% y luego se aproximó a cero, con más de 150 barcos anclados fuera del estrecho a la espera de novedades. Las aseguradoras retiraron cobertura. Sin cobertura, los armadores no envían barcos. Sin barcos, el petróleo no se mueve. La cadena de consecuencias es tan directa que resulta difícil de dimensionar desde afuera.
En ese marco, el precio del Brent escaló desde alrededor de 70 dólares por barril al inicio del conflicto hasta superar los 110 dólares en días. La producción conjunta de Kuwait, Iraq, Arabia Saudita y los Emiratos Árabes Unidos cayó al menos 10 millones de barriles diarios al 12 de marzo. Es la mayor disrupción en la historia del mercado petrolero global desde que existen registros.
Europa con las reservas vacías
Para el mundo asiático, la dependencia del Golfo era un riesgo conocido y debatido desde hace años. El flanco europeo también quedó expuesto, aunque en un momento particularmente delicado.
Europa llegó a esta crisis con los depósitos subterráneos de gas en mínimos de los últimos cinco años, por debajo del 30% de capacidad. El continente venía planeando importaciones récord de GNL en 2026 para compensar la salida del gas ruso tras la invasión de Ucrania. Cuando el 2 de marzo los drones iraníes golpearon las instalaciones de Ras Laffan y QatarEnergy forzó el paro total de producción, ese plan quedó sin sustento.
La presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, describió la crisis como un recordatorio brutal de las vulnerabilidades que genera depender de otras regiones para el suministro de petróleo y gas. La declaración fue políticamente significativa: reconoce que la estrategia de diversificación post-Ucrania llegó incompleta a este momento.
En ese contexto, Argentina dio un paso que hasta hace pocas semanas hubiera sido difícil de imaginar en los plazos que se están manejando. Southern Energy —el consorcio integrado por YPF, Pan American Energy, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG— formalizó el mayor contrato de exportación de GNL de la historia del país.
El acuerdo fue firmado con la alemana SEFE Securing Energy for Europe para abastecer al mercado europeo durante los próximos ocho años: 2 millones de toneladas anuales con entregas desde fines de 2027. No es especulación. Es demanda capturada en el medio de la tormenta.
Por qué Argentina aparece en la ecuación
La lógica geopolítica detrás del interés en Vaca Muerta es más simple de lo que parece: el mundo busca proveedores que no estén en zonas de conflicto, con reservas de escala y sin dependencia de pasos marítimos estratégicos. Argentina cumple los tres criterios.
El tipo de infraestructura que está siendo atacada resulta determinante para entender el cambio de naturaleza de este conflicto. Los misiles apuntan al corazón del sistema energético global, no a activos periféricos. Eso puede derivar en desabastecimiento, racionamiento industrial y una carrera entre compradores por asegurarse cargamentos en el mercado spot. La seguridad energética mundial no depende solamente de avanzar con renovables, sino también de diversificar el origen de los hidrocarburos, sobre todo del gas.
El petróleo neuquino sale por el Atlántico. El GNL de Vaca Muerta, cuando entre en operación la terminal flotante en el Golfo San Matías, también lo hará. No hay Estrecho de Ormuz en esa ruta. No hay Ras Laffan expuesta a ataques de misiles. Es esa neutralidad geográfica —y no solo el precio— la que interesa a compradores en Berlín, Tokio o Seúl.
Históricamente, cada gran shock petrolero aceleró respuestas estructurales de los importadores: el embargo de 1973 impulsó el programa nuclear francés; la revolución iraní de 1979 disparó la estrategia de eficiencia energética japonesa. El shock actual, que expone simultáneamente la dependencia asiática del petróleo y del GNL del Golfo, puede actuar como acelerador de la diversificación de origen. Pero el ajuste estructural lleva años. En ese intervalo, los que pueden exportar ahora son los que capturan contratos.
La ventana y sus límites
Argentina cerró 2025 con un superávit energético de u$s 7.815 millones —el saldo anual más alto registrado según el INDEC—, impulsado por exportaciones que superaron los u$s 8.300 millones desde Vaca Muerta, todo eso pese a un precio internacional a la baja durante la mayor parte de ese año. Con el Brent sostenido en la franja de los 100 dólares, los envíos proyectados para este año podrían generar ingresos extraordinarios de entre u$s 2.600 y u$s 3.100 millones adicionales.
Sin embargo, la oportunidad tiene sus propios cuellos de botella. Para sostener el salto exportador, el sector requiere alrededor de u$s 22.000 millones de inversión. El Oleoducto del Valle opera cerca del límite de su capacidad, y el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) —el proyecto que abrirá la salida definitiva hacia el Atlántico para el crudo neuquino— no entraría en operación hasta finales de 2026.
El proyecto LNG Argentina, que contempla la instalación de dos buques de licuefacción en el Golfo San Matías con capacidad para exportar 12 millones de toneladas anuales, aguarda el acuerdo definitivo entre YPF, ENI y ADNOC, con la posibilidad de sumar un cuarto jugador global. Las proyecciones más ambiciosas —el presidente de YPF, Horacio Marín, habló de u$s 37.500 millones anuales en exportaciones con el VMOS y LNG Argentina operando a pleno— dependen de que esa negociación se cierre y el financiamiento se consiga.
La paradoja es conocida en la industria: los proyectos de infraestructura energética tardan años en construirse, pero las decisiones sobre a quién comprarle se toman en meses. Argentina está en condiciones de ingresar a esa conversación con reservas, producción récord y un marco regulatorio renovado vía el RIGI. Lo que no puede es darse el lujo de que los compradores firmen con otros mientras los ductos y los buques de licuefacción siguen en construcción.