Es que el Estrecho de Ormuz es un cuello de botella por donde, en tiempos normales, fluye un volumen equivalente al 20% del consumo mundial de líquidos petroleros y con pocas alternativas reales de bypass. Para la industria petrolera argentina (y Vaca Muerta en particular), el reordenamiento abre una ventana doble: por un lado, mejora la rentabilidad exportadora y acelera decisiones de inversión; por el otro, encarece costos (insumos, equipos, fletes, financiamiento) y eleva el riesgo de respuestas de política pública “defensivas” (controles, cambios impositivos, intervenciones) que suelen aparecer cuando la nafta se convierte en problema macro y social.

Cuando una guerra logra “meterse” en el precio del barril y en los fletes, no sólo redefine el surtidor en Estados Unidos o Europa. También redefine qué proyectos se aceleran o se frenan en la Patagonia, cuánto vale exportar desde la costa atlántica y qué margen le queda al Estado para “no tocar” el mercado sin que el costo social se le vuelva inmanejable.

La pieza más determinante, sin embargo, no es diplomática sino geográfica: Ormuz. El mercado no “reacciona a Irán” en abstracto; reacciona al riesgo de interrupción sobre un choke point por el que transitan proporciones decisivas del crudo y, además, del GNL. La Administración de Información Energética (EIA, por sus siglas en inglés) es explícita: el estrecho concentra volúmenes equivalentes a una quinta parte del consumo mundial de líquidos petroleros y cerca de una quinta parte del comercio global de GNL, con alternativas de bypass limitadas y no siempre disponibles.

El diagnóstico de estrés sobre flujos y oferta aparece, además, en el reporte de mercado de la International Energy Agency del 12/03/2026: describe una caída abrupta de los flujos por Ormuz (“de alrededor de 20 mb/d antes de la guerra a un ‘goteo’”), recortes o cierres de producción en productores del Golfo y un paquete de respuesta de emergencia vía liberación de reservas.

En palabras del Director Ejecutivo Fatih Birol, el canal de transmisión hacia la economía global es inflación y menor crecimiento; y anticipó que “la pérdida de petróleo en abril será el doble que en marzo”, además del shock sobre GNL.

Para entender por qué el precio se mueve con tanta violencia, conviene separar dos componentes. Uno es el “físico”: cuánto crudo y productos efectivamente dejan de circular (por daños, cierres, bloqueos o decisión de navieras/aseguradoras). El otro es el “financiero”: la prima de riesgo y la volatilidad asociada a la incertidumbre sobre cuándo se normaliza el flujo y qué infraestructura quedó dañada. La IEA plantea que, con el tránsito de buques casi frenado y tanques de almacenamiento llenándose, productores recortan o paran producción; y que la protección física y aseguradora del shipping es condición para recomponer flujos.

Ese mecanismo se amplifica porque la demanda de crudo, en el corto plazo, se ajusta poco ante precio: el FMI (working paper) reporta elasticidades de demanda de corto plazo entre -0,02 y -0,03, lo que implica que el reequilibrio frente a shocks pequeños tiende a darse por precio más que por cantidad.

En términos de benchmarks, la EIA reporta que el Brent “saltó fuerte” tras el inicio de la acción militar y que el 09/03 llegó a USD 94/barril (máximo desde 2023), con el alza asociada a menores envíos por Ormuz y a producción “shut-in” en Medio Oriente. En su escenario base, la EIA proyecta precios por encima de USD 95/b en los dos meses siguientes y luego un descenso hacia el segundo semestre, subrayando que el sendero depende críticamente de la duración del conflicto y de los cortes de oferta.

La foto de fin de marzo muestra, además, la coexistencia de alzas en Brent con altibajos diarios cada vez que aparece una señal de distensión.

El shock no se limita al crudo: se traslada a refinados (diésel/jet, naftas) y a cadenas productivas. Reuters reporta que en marzo hubo disrupciones logísticas globales, mayores demoras de entrega, presión de costos y distorsión de indicadores como los PMI, con barcos evitando Ormuz y con aumentos de costos de insumos en industrias diversas. Esto importa para Argentina porque muchos costos del upstream no convencional están “dolarizados” y dependen de equipamiento e insumos con componentes importados o con precios internacionales.

El efecto neto para la Argentina no es lineal: depende del balance entre (a) precio internacional que mejora ingreso de divisas por exportación y (b) costos internos (inflación energética, logística, financiamiento) y reacciones de política económica.

Como línea de base, antes de la escalada máxima, Reuters ya proyectaba que el superávit energético argentino de 2026 podría ubicarse entre USD 8,5 y USD 10 mil millones, con el petróleo como motor principal, y con exportaciones de crudo representando la mayor parte del saldo. La misma fuente remarca que la reversión del déficit energético es una pieza central para reservas y confianza inversora, pero advierte que hay cuellos de infraestructura y que en gas podrían persistir importaciones estacionales por algunos años.

En ese marco, un barril caro tiende a acelerar decisiones de inversión y a mejorar el “cash flow” exportador, pero también puede encarecer el entramado productivo doméstico. De hecho, el propio gobierno argentino reaccionó en marzo habilitando mayor flexibilidad de biocombustibles para morigerar el traslado a surtidor: por un lado, Reuters reportó que se permitió elevar voluntariamente la mezcla de etanol en naftas hasta 15% en un contexto de suba de combustibles locales (más de 18% en marzo).

Por otro lado, la norma técnica aparece en el Boletín Oficial de la República Argentina: la Secretaría de Energía formalizó la admisión de hasta 15% de bioetanol en naftas (y hasta 20% de biodiesel en gasoil) y ajustó parámetros técnicos asociados al contenido de oxígeno.

El gran “cuello” local es midstream/logística de evacuación: cuanto más sube el precio internacional, más valiosa se vuelve cada ampliación de capacidad de transporte y de salida exportadora. Reuters señala que el proyecto de evacuación hacia la costa atlántica (con un ducto del orden de 550 kbpd y facilidades de almacenamiento/terminal) es clave para sostener el salto exportador; y que el financiamiento asociado llegó a estructurarse con préstamos sindicados y participación de múltiples bancos internacionales.

En paralelo, un actor de infraestructura como Techint describe el ducto como un enlace de 437 km entre el Alto Valle y la costa de Río Negro, con capacidad inicial de despacho relevante y escalabilidad posterior, diseñado explícitamente para aliviar cuellos de evacuación.

Del lado corporativo, YPF elevó públicamente el tono de las proyecciones: su CEO Horacio Marín habló de un sendero de inversión de USD 130 mil millones hasta 2031 y de un objetivo de producción petrolera de 1 millón de bpd hacia fin de 2026 (desde ~900 mil bpd), con exportaciones energéticas potenciales del orden de USD 50 mil millones anuales desde 2031 apalancadas por LNG y crudo.

Estas metas no dependen solo del shock Irán, pero un barril más alto mejora retornos esperados y acelera “FID mentality” (decisiones finales) si la estabilidad regulatoria acompaña.

Es importante tener en cuenta que el shock también tiene costos estratégicos. Si el conflicto prolonga disrupciones logísticas globales, tienden a subir fletes, seguros, tiempos de entrega y costos de bienes intermedios, afectando CAPEX y OPEX del shale. Reuters reporta explícitamente disrupción de cadenas globales y aumento de costos de insumos industriales, con demoras de entrega asociadas a buques evitando Ormuz.

Para Vaca Muerta esto se traduce (inferencia basada en ese patrón global) en riesgo de encarecimiento/escasez relativa de equipos, químicos, repuestos y componentes de infraestructura, además de presión sobre tasas y spreads de financiamiento si el mundo entra en “risk-off”.

En “riesgo país” el efecto es bifronte. Por un lado, más divisas por exportación mejoran solvencia externa y eventualmente percepción de repago. Por otro, una guerra prolongada que sube combustibles empeora inflación y exige medidas de contención fiscal, con impactos en expectativas. En el plano idiosincrático, un dato relevante de marzo fue el fallo en EE.UU. que revirtió un juicio millonario vinculado a la estatización de YPF, reduciendo un frente de incertidumbre legal y potencial presión sobre activos argentinos.

Por último, el impacto también baja al nivel de servicios y actividad. En el ecosistema de Vaca Muerta, el propio blog empresarial registra métricas de intensidad operativa: Río Limay reportó, para 2025, participación en miles de etapas de fractura (y un rol material en “water transfer”), indicador indirecto de la tracción que puede volver a acelerarse si el precio sostiene planes de perforación/completación.

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Fuente: Reuters

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