El acuerdo de Ginebra entre Washington y Teherán, firmado el 19 de junio de 2026, marcó el fin formal del shock de Ormuz y aceleró el desplome del crudo internacional. En menos de cuatro semanas, el Brent perdió casi USD 40 desde su pico de abril —cuando rozó los USD 122— y cerró el 22 de junio en USD 76,49; el WTI registró USD 78,94 el 19 de junio, última lectura semanal disponible según la EIA. Ambos datos, publicados por la Agencia de Información de Energía de Estados Unidos en su serie diaria de precios spot, ilustran con precisión qué tan rápido puede deshacerse una prima geopolítica cuando el riesgo que la justificaba desaparece.

La secuencia que llevó a ese piso fue predecible para quienes monitorearon la producción de la OPEP+. En mayo de 2026, el bloque operó 9,44 millones de barriles diarios por debajo de su propio objetivo declarado, principalmente por la incapacidad física de los productores del Golfo para sostener el ritmo comprometido. Pero la EIA proyecta en su Short-Term Energy Outlook que la producción del grupo saltará de 30,3 mb/d en 2026 a 39,8 mb/d en 2027, recuperando capacidad a medida que la infraestructura dañada y los acuerdos de cuotas se reacomoden. Ese escenario empuja el precio promedio de Brent proyectado de USD 95 para 2026 a apenas USD 79 para 2027.

El Banco Mundial aportó otro vector de confirmación: registró una caída del 10,7% en el precio del Brent durante mayo de 2026 y, al mismo tiempo, proyecta que el índice de precios de energía cerrará el año con una suba del 24% interanual —la más alta desde la invasión rusa de Ucrania en 2022—, una aparente contradicción que se explica por la concentración del alza en los primeros meses del año, antes del acuerdo.

Para Argentina, la oportunidad y la amenaza son simultáneas. El país alcanzó producción récord de petróleo en Vaca Muerta al inicio de julio de 2026 y registró un superávit comercial de USD 373 millones con Estados Unidos impulsado por hidrocarburos y minería, según informó Enernews. Esa base operativa es sólida. El problema es temporal: la ventana en la que los precios del crudo y el LNG justifican contratos de largo plazo con prima se está cerrando.

En ese contexto, la incorporación de Eni y de XRG —el vehículo de inversiones de Abu Dhabi— como socios del proyecto Argentina LNG liderado por YPF adquiere urgencia estratégica. La aprobación del acuerdo YPF-Neuquén por la Legislatura provincial eliminó el principal obstáculo regulatorio local, según Enernews. Lo que queda es el calendario internacional: negociar y cerrar contratos de abastecimiento de largo plazo con compradores asiáticos y europeos antes de que la normalización de la oferta del Medio Oriente en 2027 comprima los diferenciales y reduzca el incentivo de los importadores para pagar una prima por diversificación de origen.

Señales a monitorear: el ritmo de recuperación de producción iraní post-acuerdo; la evolución semanal del Brent frente al umbral de USD 80; el avance en la firma de contratos LNG con destino Asia-Pacífico; y la velocidad de incorporación de capacidad OPEP+ en el tercer trimestre de 2026.