El barril de petróleo Brent costaba u$s 73 el 27 de febrero de 2026.
Al día siguiente, los primeros misiles cruzaron el cielo sobre Irán. Tres semanas después, el mismo barril llegó a u$s 126 (el nivel más alto en cuatro años) y el Estrecho de Ormuz había quedado funcionalmente cerrado para la navegación comercial internacional. El shock de precios fue solo la superficie. Por debajo, se estaba consolidando una estructura de poder energético que hasta entonces existía solo en documentos estratégicos y análisis especulativos.
El conflicto con Irán no solo se ganó militarmente. Reorganizó el mapa energético global en menos de sesenta días.
El Estrecho como variable política
Ormuz no es solo una vía navegable de 34 kilómetros de ancho en su punto más estrecho. Es el cuello de botella a través del cual transita aproximadamente el 20% del petróleo mundial. Para China, la exposición es todavía más directa: alrededor del 45% de sus importaciones de crudo pasan por ese corredor. Antes del 28 de febrero, Beijing recibía 5,35 millones de barriles por día a través del Estrecho. Durante el conflicto, ese flujo cayó a 1,22 millones, provenientes casi exclusivamente de Irán.
China acumuló reservas estimadas en 1.200 millones de barriles al cierre de enero, suficientes para cubrir entre tres y cuatro meses de demanda. Es un colchón significativo, pero no infinito. Y es el reloj que marca el ritmo de la cumbre que Trump y Xi Jinping celebrarán en Beijing los días 14 y 15 de mayo.
La secuencia diplomática es reveladora. Washington pidió expresamente la cooperación de China para ayudar a reabrir el Estrecho. Beijing no respondió públicamente. Semanas después, el representante comercial Jamieson Greer declaró que Estados Unidos «no busca una confrontación masiva» y que el objetivo es «mantener la estabilidad», con foco en garantizar el acceso estadounidense a minerales de tierras raras. El lenguaje cambió. La presión, no.
El segundo golpe llegó desde el Golfo Pérsico, pero sus consecuencias se sintieron en las terminales de regasificación europeas. QatarEnergy declaró fuerza mayor sobre su producción de GNL en las instalaciones de Ras Laffan tras los ataques militares. Qatar era, hasta ese momento, el único exportador de GNL con capacidad suficiente para competir con Estados Unidos en el mercado europeo.
La salida de Doha del mercado spot europeo, aunque transitoria, no tiene sustituto inmediato. Y ocurrió en el peor momento posible para la Unión Europea.
Europa: la dependencia que nadie quiso nombrar
La Unión Europea tardó tres años en reemplazar el gas ruso por gas estadounidense. Lo logró. Y al hacerlo, construyó una nueva dependencia que sus propios funcionarios reconocen como estructuralmente más costosa y políticamente más compleja que la anterior.
Las importaciones europeas de GNL estadounidense aumentaron de 21 bcm en 2021 a 81 bcm en 2025, casi cuadruplicando el volumen en cuatro años. Para 2025, el 57% del GNL que llegó a los puertos europeos era de origen americano. La prohibición de GNL ruso bajo contratos de corto plazo entró en vigor el 25 de abril de 2026, y la de gas por gasoducto rige desde el 17 de junio. Como parte del acuerdo comercial UE-EEUU de julio de 2025, Bruselas se comprometió a adquirir u$s 750.000 millones en energía estadounidense antes de 2028.
El comisario europeo de energía, Dan Jørgensen, lo dijo al anunciar el fin del gas ruso: «Existe una preocupación creciente de que corremos el riesgo de reemplazar una dependencia por otra». El Instituto para la Economía Energética y el Análisis Financiero estimó que, de cumplirse ese compromiso de compras, Estados Unidos podría abastecer el 80% de las importaciones europeas de GNL para 2030.
La Estrategia de Seguridad Nacional de EE.UU. de 2025 identificó la dominancia energética como prioridad estratégica de primer orden y describió explícitamente su uso como palanca en política exterior. No es inferencia analítica: es doctrina declarada.
La ventana de máxima presión
La capacidad de exportación de GNL de Estados Unidos alcanzó los 15 Bcf/d en 2025. La Agencia de Información de Energía proyectó en febrero de 2026 que las exportaciones superarán los 18,1 Bcf/d en 2027. Para 2029-2030, con todos los proyectos actualmente en construcción operando según cronograma, la capacidad norteamericana agregada —incluyendo México y Canadá— rozaría los 28,7 Bcf/d.
Ese techo no es ilimitado. Más allá (o más aquí), nuevos proyectos en otros hemisferios comenzarán a ofrecer alternativas reales de diversificación: Mozambique retomó la construcción de su proyecto de GNL en enero de 2026 tras levantar la declaración de fuerza mayor; Canadá suma capacidad en el Pacífico con salida directa a Asia. La ventana de máxima concentración de poder energético estadounidense se extiende entre 2026 y 2028. Ese período coincide, no por azar, con el vencimiento de los acuerdos de tregua arancelaria con China, con la transición europea fuera del gas ruso y con el momento en que los proyectos alternativos todavía no están en condiciones de entregar volumen comercial.
El arco que cerró la guerra
El análisis directo de los hechos arroja esto: en el curso de sesenta días, tres variables que operaban en forma independiente convergieron para producir el mismo resultado geopolítico. Hormuz bloqueado presionó a China en la mesa de negociación más importante de 2026. Qatar en fuerza mayor eliminó la única alternativa de escala para Europa en el mercado spot. Y la prohibición del gas ruso formalizó una dependencia que ya era estadísticamente mayoritaria. Ningún documento de planificación estratégica habría podido diseñar esa convergencia con tanta precisión.
El resultado es el que describe la tesis de la dominancia energética de Donald Trump: un hemisferio occidental autosuficiente en recursos, con capacidad exportadora creciente, que dicta condiciones tanto hacia el este —China y Asia— como hacia el norte del Atlántico. No a través de tratados multilaterales, sino a través de la física de los flujos energéticos y el calendario de las reservas.
La Corte Suprema anuló en febrero los aranceles impuestos bajo la ley de Poderes Económicos de Emergencia Internacional. Esa palanca se redujo. La energía no necesita decreto ejecutivo para ejercer presión.
La fase siguiente
En ese reordenamiento, los proyectos de GNL del hemisferio sur con decisiones de inversión activas no compiten contra la oferta americana de la fase actual. Se posicionan para la siguiente: la que comienza cuando Europa y Asia retomen la búsqueda de diversificación, cuando el techo norteamericano de ~30 Bcf/d sea insuficiente para absorber la demanda creciente y cuando el ciclo político americano introduzca su propia incertidumbre contractual.
Southern Energy avanza en Río Negro con su unidad flotante de licuefacción, con Alemania estudiando garantías estatales para asegurar importaciones argentinas. El consorcio YPF-ENI-XRG-ADNOC apunta a una decisión de inversión final en el segundo semestre de 2026. El timing no es fortuito: es la apuesta de que la ventana de máxima presión.