Desafío EnergéticoEl Memorando de Entendimiento firmado entre Estados Unidos e Irán, cuya rúbrica formal está prevista para este viernes 19 de junio en Suiza, no es un tratado de paz ni un acuerdo nuclear definitivo. Es algo más modesto y, al mismo tiempo, más urgente: un marco de catorce puntos para detener las hostilidades, reabrir el estrecho de Ormuz y abrir una ventana de sesenta días —prorrogables de mutuo acuerdo— en la que ambas partes deberán negociar lo que hoy no pudieron cerrar. En esa distinción entre alto el fuego instrumentado y arquitectura definitiva está la clave para leer lo que viene en los mercados energéticos y, en particular, lo que se juega Vaca Muerta en los próximos meses.
El documento, que la prensa internacional refiere como Memorando de Entendimiento de Islamabad, fue leído a la prensa por un alto funcionario estadounidense bajo condición de anonimato y confirmado por la cancillería iraní el miércoles 17 de junio. El plazo de sesenta días para alcanzar un acuerdo definitivo empezará a correr desde la firma de Ginebra. Lo que sigue no es solo una negociación diplomática: es una redefinición del piso y el techo de los precios internacionales del crudo que afectará directamente la velocidad de despliegue de capital en la Cuenca Neuquina, la rentabilidad del esquema exportador argentino y la viabilidad de los proyectos de gas natural licuado que el país tiene comprometidos hasta 2030.
La naturaleza del acuerdo es central para cualquier proyección. Los catorce puntos establecen un cese inmediato y permanente de operaciones militares en todos los frentes, incluido el Líbano, y un compromiso mutuo de respeto a la soberanía y la integridad territorial. Hasta ahí, el componente político. El componente operativo es el que mueve los precios: Irán debe garantizar el libre tránsito por el estrecho de Ormuz dentro de los treinta días, incluida la remoción de minas y obstáculos técnicos, y Estados Unidos debe levantar en el mismo plazo el bloqueo naval que impuso a los buques que entran y salen de los puertos iraníes.
El alivio económico para Teherán incluye exenciones —waivers— para sus exportaciones petroleras, acceso gradual a entre veinticuatro mil y veinticinco mil millones de dólares en activos congelados, sujeto al cumplimiento de las etapas verificables del acuerdo, y la creación de un fondo de reconstrucción por trescientos mil millones de dólares que se financiará con aportes de los países del Golfo e inversores privados, no con recursos del contribuyente estadounidense. El programa nuclear queda postergado para las conversaciones técnicas de los próximos sesenta días: Irán se compromete a no desarrollar nunca armas nucleares, a diluir su stock de uranio altamente enriquecido y a aceptar una moratoria o controles sobre el enriquecimiento, cuyos detalles operativos están por definirse. El acuerdo final, según el propio texto, deberá ser ratificado mediante una resolución vinculante del Consejo de Seguridad de Naciones Unidas.
Aquí es donde aparece la primera advertencia metodológica para cualquier análisis de precios: lo firmado es un compromiso de proceso. Funciona si las partes cumplen, y los temas más sensibles —desmantelamiento efectivo del programa nuclear, restricciones a misiles balísticos, verificación internacional— quedan deliberadamente para una segunda etapa. La firma definitiva no es automática. Los analistas de ING fueron de los primeros en advertirlo: serían cautelosos al asumir que la extensión del alto el fuego es un hecho consumado, y aun si lo es, podría ser frágil. La lógica diplomática es la de una negociación abierta con incentivos cruzados, no la de una paz cerrada.
Los mercados se anticiparon a la firma. El Brent, que durante el pico del conflicto superó los ciento veinte dólares por barril, cotizaba esta semana en torno a los setenta y seis con noventa y ocho centavos de dólar, según datos de Investing del 18 de junio. El West Texas Intermediate estadounidense operaba en torno a los setenta y cinco con cuarenta y siete dólares, con una caída del orden del uno con siete por ciento en la sesión del jueves según Agence France-Presse. Ambos contratos tocaron a primera hora de la sesión sus niveles más bajos desde principios de marzo, el primer día de cotización posterior a los ataques iniciales de Estados Unidos e Israel sobre Irán. En la jornada del miércoles, en pleno conocimiento del texto, los futuros del Brent bajaron un uno con veintiocho por ciento hasta los setenta y ocho con cincuenta y tres dólares, mientras el WTI cedía un uno con noventa y tres por ciento hasta los setenta y cinco con treinta y uno.
Las bolsas mundiales acompañaron el alivio. El Nikkei de Tokio subió un uno con siete por ciento, el Kospi surcoreano superó por primera vez los nueve mil puntos impulsado por el sector tecnológico, y Wall Street cerró en máximos históricos. El movimiento es nitido: lo que el mercado descontó en pocos días fue, en rigor, la prima de riesgo geopolítico que había encarecido la energía durante meses. Eso ya está hecho. La pregunta relevante, ahora, no es cuánto más puede caer el Brent en el corto plazo, sino dónde se asienta el nuevo equilibrio de precios y cuánto durará.
El rebote intradiario del miércoles, cuando el crudo recuperó parte del terreno perdido, sugiere que el mercado está buscando ese nuevo piso. Las existencias de crudo estadounidenses alcanzaron en mayo su nivel más bajo desde 1985, según datos del Departamento de Energía recogidos por Reuters, reflejando el impacto que tuvo la guerra sobre el abastecimiento global y los esfuerzos de distintos países por utilizar parte de sus reservas estratégicas para estabilizar precios. Esa reposición de inventarios es, en sí misma, un sostén de demanda en el corto plazo que limita la velocidad de la caída.
Detrás de la calma cambiaria se libra una disputa entre dos lecturas estructurales del mercado que conviene seguir con atención. La Agencia Internacional de la Energía sostiene, en su primera proyección para 2027, que el mundo enfrentará un excedente significativo: la oferta global crecería en torno a ocho millones de barriles diarios contra apenas dos millones de incremento en la demanda. El director ejecutivo del organismo, Fatih Birol, advirtió que las reservas de los países de la OCDE están en mínimos desde 1990 y se reducen a un ritmo promedio de tres millones ochocientos mil barriles diarios desde el inicio de la guerra, con una contracción de ciento cuarenta y tres millones de barriles solo en mayo. La AIE proyecta incluso un sobrante de hasta seis millones de barriles diarios en 2027 si la paz se sostiene.
La Organización de Países Exportadores de Petróleo discute esa lectura. Mantiene su estimación de una demanda subyacente saludable, con un consumo mundial que crecería un millón ciento setenta mil barriles por día en 2026 hasta los ciento seis millones trescientos treinta mil, y elevó su pronóstico de crecimiento para 2027 en doscientos mil barriles diarios adicionales. Para el cartel, las presiones actuales son interrupciones temporales y no un cambio estructural en la trayectoria de la demanda. La diferencia entre las dos lecturas no es menor: la AIE proyecta una contracción absoluta del consumo global de petróleo, mientras la OPEP proyecta crecimiento sostenido.
El Fondo Monetario Internacional, por boca de su directora gerente Kristalina Georgieva, se ubicó en un punto intermedio: los precios bajarán, dijo, pero no se desplomarán, porque la reapertura de Ormuz coincidirá con el esfuerzo simultáneo de los países por reponer reservas estratégicas. Esa lectura es la que mejor se ajusta a la información disponible. Las consultoras independientes —Bankinter proyecta el Brent cerrando 2026 en ochenta y cinco dólares y 2027 en ochenta— trabajan con bandas similares. Kpler, proveedor de datos sobre commodities, calcula que más de noventa millones de barriles de crudo no iraní y otros setenta millones de crudo iraní están esperando salir del Golfo en cuanto la logística se normalice.
La síntesis prudente, y la que conviene retener, es la siguiente: la dirección es a la baja, pero el piso no está claro y el horizonte de precios sostenidos por encima de los noventa o cien dólares parece haber quedado atrás. El consenso de las consultoras apunta a una banda razonable de entre setenta y ochenta y cinco dólares para los próximos trimestres, con sesgo a la baja si la moratoria nuclear avanza y se materializa el escenario de sobreoferta que anticipa la AIE.
“La dirección es a la baja, pero el piso no está claro y el horizonte de precios sostenidos por encima de los noventa dólares parece haber quedado atrás.”
Hay tres condicionantes que pueden alterar esta proyección y que conviene tener en el radar. El primero es operativo. La AIE reconoce que será necesario retirar minas en las principales rutas marítimas del estrecho y que las cadenas de suministro necesitarán semanas, posiblemente meses, para normalizarse. El secretario de Energía estadounidense, Chris Wright, admitió que incluso con el acuerdo de paz los flujos normales de energía y materiales críticos como azufre y helio no volverán de inmediato. El tráfico de petroleros por Ormuz, según los responsables del sector consultados por Reuters, podría demorar semanas en recuperar los niveles preguerra.
El segundo es político. El propio texto del memorando hace explícito que el plazo de sesenta días puede frustrarse. Si la negociación fracasa, el riesgo de reanudación de hostilidades vuelve al escenario base y la prima de guerra se recarga sobre los precios. Cualquier proyección que asuma como dado el cumplimiento integral de las catorce cláusulas está incorporando un supuesto que el propio texto se cuida de no garantizar.
El tercero es la respuesta política regional. Israel calificó al acuerdo de capitulación catastrófica, mientras el vicepresidente estadounidense JD Vance defendió públicamente el entendimiento y advirtió a los críticos israelíes. En Irán, el líder supremo Mojtaba Jamenei autorizó el acuerdo a pesar de sus reservas personales y lo presentó como una victoria que alivia la crisis económica. La posibilidad de incidentes en el Líbano, en Yemen o en el propio estrecho que reactiven el premio de riesgo no debe descartarse, aunque hoy no esté en los precios. El propio texto compromete a Estados Unidos a no iniciar guerra ni operaciones militares contra Irán y a respetar la integridad territorial de Líbano, lo que sugiere que la cuestión libanesa fue parte sensible de la negociación.
El componente nuclear del acuerdo es deliberadamente parcial. Irán se compromete a nunca desarrollar armas nucleares y a diluir su stock de uranio altamente enriquecido. Establece además una moratoria o controles sobre el proceso de enriquecimiento. Las conversaciones técnicas se reanudarán en los próximos sesenta días y deben definir el alcance, los procedimientos de verificación y el cronograma efectivo del desmantelamiento.
Para el mercado, este componente tiene dos lecturas. Una es optimista: si Irán acepta restricciones verificables y consigue a cambio el levantamiento integral de las sanciones, la oferta global de petróleo se ampliará estructuralmente y los precios podrían acomodarse en una banda inferior, más cercana al escenario que proyecta la AIE. La otra es pesimista: si la negociación se traba en los detalles técnicos —números de centrifugadoras, límite de pureza de enriquecimiento, acceso de inspectores del Organismo Internacional de Energía Atómica—, la firma definitiva puede postergarse o caerse, y la prima de riesgo volvería a presionar al alza. La cláusula séptima del memorando establece además que Estados Unidos se compromete a poner fin a todas las sanciones actualmente impuestas a Irán, incluidas las resoluciones del Consejo de Seguridad, pero condicionado a un calendario que se acordará recién en el marco del acuerdo final. Es decir, el alivio está atado a la política.
Para la Cuenca Neuquina, el escenario que abre el acuerdo es de doble filo y exige distinguir entre la inversión ya comprometida y la que todavía está por decidirse. Con el Brent oscilando entre los setenta y seis y los ochenta dólares, el desarrollo no convencional argentino sigue siendo competitivo. El consultor Daniel Dreizzen, de Aleph Energy, fue explícito al respecto: ochenta dólares por barril es un precio muy competitivo para invertir en Vaca Muerta, pero sesenta y cinco se acercan demasiado al breakeven que justifica nuevas inversiones. El CEO de YPF, Horacio Marín, ha sostenido públicamente que el piso técnico para desarrollar la formación se ubica en torno a los cuarenta y cinco dólares, cifra que coincide con la estimación de Aleph para el promedio de los proyectos vigentes y con el análisis de Rystad Energy presentado en el Argentina Shale Day de Houston, que situó el breakeven apenas por encima de los cuarenta dólares.
Las cifras requieren contexto. Un pozo convencional en Argentina demanda entre ocho y doce millones de dólares de inversión inicial. Un pozo no convencional con perforación horizontal y fractura hidráulica puede llegar a dieciocho millones de dólares por unidad, dependiendo de la profundidad y la fase. Para alcanzar una tasa interna de retorno del quince por ciento en dólares, el precio de equilibrio que sostiene la rentabilidad del shale argentino se ubica, según la metodología de Aleph, en torno a los cuarenta y cinco dólares de Brent. Por debajo de ese umbral, la actividad no pierde dinero, pero compromete la velocidad de reinversión y, sobre todo, la lógica de expansión agresiva con la que se aprobaron los grandes proyectos bajo el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones.
El problema, entonces, no es la rentabilidad inmediata de los pozos que ya están produciendo —que se sostiene incluso ante escenarios bastante peores que el actual—, sino la velocidad con que las operadoras tomarán las decisiones de capital de la próxima ola. Chevron acaba de presentar una inversión por trece mil ochocientos millones de dólares en el bloque El Trapial bajo el RIGI, la mayor apuesta internacional realizada hasta ahora bajo el régimen. Pan American Energy ingresó al RIGI con Cerro Dragón, considerada la primera iniciativa petrolera fuera de Vaca Muerta en hacerlo. El gasoducto San Matías avanza con una inversión de mil trescientos millones de dólares orientada a la exportación de GNL. El oleoducto Vaca Muerta Sur supera el sesenta y dos por ciento de avance.
Estas decisiones se tomaron, en su mayoría, con la prima de guerra incorporada en los modelos financieros. Una banda de precios sostenida entre setenta y ochenta dólares no las pone en riesgo, pero sí ajusta los márgenes y reduce el incentivo marginal a acelerar nuevas perforaciones. Si la AIE acertara con su proyección de excedente para 2027 y el Brent perforara los sesenta y cinco dólares de manera sostenida, el cuadro cambia: el ritmo de inversión se desaceleraría —según la propia evaluación de Dreizzen— de forma moderada pero perceptible, y la discusión por la rentabilidad efectiva de los proyectos más ambiciosos volvería al centro del debate.
“Una banda de precios sostenida entre setenta y ochenta dólares no pone en riesgo las inversiones ya comprometidas, pero ajusta los márgenes y reduce el incentivo marginal a acelerar la próxima ola.”
El impacto del acuerdo sobre el proyecto Argentina LNG merece un análisis aparte porque conjuga las dos variables sensibles: el precio del crudo y la condicionalidad RIGI. La fórmula común de indexación del GNL en los contratos de largo plazo con compradores asiáticos atan el precio del gas licuado al precio del petróleo. Jera, la principal comercializadora de gas licuado de Japón, opera con un indicador que liga el valor del GNL al del crudo, y cuando el petróleo perfora los sesenta dólares por barril, el negocio del GNL deja de ser rentable bajo esa fórmula. Horacio Marín ha sido explícito al respecto: sostenía en 2025 que la mayor demanda de GNL para abastecer a Japón y a Europa imprimía un piso de precios al petróleo por encima de esa cifra, no al revés.
Con el Brent en setenta y ocho dólares, todavía lejos del umbral crítico, la ecuación del Argentina LNG sigue siendo viable. Pero el margen se reduce. Y reaparece, en este contexto, una pregunta que circula en los analíticos del sector desde la firma del Acta Acuerdo GNL entre la provincia de Neuquén e YPF: si el gas consumido durante el proceso de licuefacción queda fuera de la base imponible de regalías —una cuestión técnica que no está del todo resuelta en la letra del DECTO-2026-796—, el efecto combinado de menor precio del crudo y menor base de regalías puede comprometer la recaudación provincial proyectada. Es un debate que, hasta hace pocas semanas, quedaba diluido por la expectativa de precios altos sostenidos. Ese supuesto ya no se sostiene.
La sensibilidad del esquema queda en evidencia: el cálculo de viabilidad del Argentina LNG fue diseñado en un contexto de precios elevados que la guerra tenía como telón de fondo. Las condiciones de financiamiento, el atractivo para los socios internacionales y el flujo de regalías para la provincia deberán recalcularse contra una nueva curva de precios más moderada y, eventualmente, más incierta. Esa revisión no implica necesariamente que el proyecto pierda viabilidad, pero sí que los márgenes de holgura se reducen y la sensibilidad a errores de estimación se incrementa.
En el frente doméstico, el efecto del acuerdo sobre los precios al consumidor argentino será gradual y desparejo. Desde el comienzo del conflicto, el valor de la nafta en Argentina acumuló una suba del veinticuatro con tres por ciento en dólares, lo que ubicó al país a la cabeza de los exportadores de petróleo de América Latina en materia de aumentos, según un informe del Instituto Argentina Grande. Ecuador subió catorce con siete, México diez con siete, Brasil cuatro con nueve y Colombia uno con nueve por ciento. La asimetría muestra que el traslado a precios fue más agresivo en Argentina que en sus vecinos.
La baja, en cambio, no será inmediata. Dreizzen estima que como mínimo durante los próximos dos meses los combustibles no bajarán porque hay que compensar el buffer que se generó cuando el Brent se ubicaba cerca de los noventa y cinco dólares por barril. Las petroleras tienden a trasladar las subas rápido y diferir las bajas, una asimetría que ya es estructural en el mercado doméstico. Para el consumidor, eso implica que el alivio en el surtidor llegará con retraso y, probablemente, será incompleto. Para la inflación general, la disminución de la presión energética ayudará, aunque con menor impacto que el observado en economías que dependen más del petróleo importado.
Para las cuentas externas argentinas el cuadro es ambiguo. Por un lado, la baja del precio internacional reduce el valor unitario de las exportaciones de crudo. Durante el primer trimestre de 2026, el sector energético reportó un superávit comercial superior a los dos mil cuatrocientos millones de dólares, impulsado por un incremento del veintinueve por ciento en las cantidades exportadas. Ese ritmo de expansión física de los volúmenes amortigua, hasta cierto punto, la baja del precio. La consultora Economía y Energía, de Nicolás Arceo, estimó durante la fase aguda del conflicto que con un Brent superior a los cien dólares Argentina podía sumar hasta tres mil millones de dólares adicionales en exportaciones. Esa ventana se cerró.
Por otro lado, la baja del crudo abarata el costo de los combustibles importados y reduce la presión sobre los márgenes de las refinerías locales, lo que opera en sentido inverso sobre el saldo neto del sector energético. El efecto combinado es complejo y depende de la composición entre exportaciones de crudo, importaciones de combustibles y derivados, y la trayectoria de los volúmenes de la próxima cosecha de proyectos. En términos gruesos, el saldo seguirá siendo positivo —la balanza energética argentina dejó atrás el déficit crónico de la última década—, pero con un número absoluto inferior al que se proyectaba con la prima de guerra incorporada.
La normalización del tráfico por el estrecho de Ormuz es la variable más subestimada del análisis. Por allí transita en torno al veinte por ciento del comercio mundial de petróleo y aproximadamente un tercio del GNL global. El cierre operativo del estrecho durante los meses del conflicto obligó a una recomposición de rutas, redujo las exportaciones desde los países del Golfo —la producción de la OPEP cayó de cuarenta y dos con ocho millones de barriles diarios en febrero a treinta y tres con dos millones en abril, según datos del propio cartel— y obligó a muchas refinerías asiáticas a recurrir a fuentes alternativas con costo logístico más alto.
La reapertura no es instantánea. La AIE menciona explícitamente la necesidad de retirar minas y normalizar las cadenas de suministro. Las navieras requieren restablecer pólizas de seguro a tarifas razonables. Las refinerías que recompusieron sus matrices de aprovisionamiento durante la crisis demorarán en volver a sus proveedores tradicionales. Por eso la AIE proyecta una caída media de tres millones novecientos mil barriles diarios en la oferta global durante 2026 —a ciento dos millones cuatrocientos mil barriles diarios—, compensada parcialmente por el crecimiento continuado de los productores ajenos a la OPEP+. Recién en 2027, con normalización plena y nueva capacidad incorporándose, aparece el excedente significativo que proyecta el organismo.
Para Argentina, la lectura es interesante. La salida de los barriles iraníes acumulados —setenta millones, según Kpler— más la liberación de los noventa millones de crudo no iraní retenidos en el Golfo significarán un shock de oferta concentrado en pocas semanas, presionando el corto plazo a la baja. Pero el segundo trimestre del año próximo, con la logística plenamente restablecida y los proyectos de expansión de la OPEP+ activados, marca el momento en que la oferta global podría saturar el mercado. Esa es la ventana crítica para que Vaca Muerta consolide su posicionamiento exportador antes de que el ciclo se invierta.
El acuerdo no anula el atractivo estructural de Vaca Muerta como proveedor confiable. Lo recalibra. Un informe de Rystad Energy de mayo, citado por CNN, sostuvo que Argentina está llamada a beneficiarse como destino de inversión para las compañías petroleras a partir de la fragilidad evidenciada por las cadenas de suministro globales en torno a Ormuz. La lógica es que las grandes empresas petroleras europeas se están replegando hacia sus actividades centrales mientras las estadounidenses miran cada vez más hacia el exterior, y la Cuenca Neuquina combina una formación prolífica con un marco regulatorio que el RIGI vuelve previsible para los inversores de largo plazo.
Esa lógica no se debilita con el acuerdo. Lo que cambia es la velocidad del retorno proyectado. Una banda de precios más estrecha y moderada exige que la competitividad de Vaca Muerta se mida no contra el shock geopolítico, sino contra los costos efectivos por barril, la productividad de cada pad y la capacidad de evacuación que aportará el oleoducto VMOS hacia fin de año. La pregunta estratégica de mediano plazo es si la formación logra consolidar contratos de exportación de largo plazo —con compradores asiáticos para crudo y GNL— antes de que el ciclo de sobreoferta proyectado para 2027 reduzca el poder negociador del lado argentino.
La paradoja es que el shock geopolítico, históricamente, benefició al sector exportador argentino en términos de divisa y aceleró las decisiones de inversión. Su resolución diplomática, en cambio, devuelve a la formación a su competencia natural con los productores estadounidenses, canádienses y brasileños, en un mercado que se proyecta más abastecido. La ventaja comparativa pasa, entonces, del contexto al fundamento: productividad por pozo, costos operativos y velocidad de evacuación.
El Memorando de Islamabad no garantiza la paz. Garantiza una pausa con verificación, alivio económico inmediato para Teherán y una caída sustancial del riesgo geopolítico en los mercados energéticos. Para el corto plazo —los próximos dos o tres meses— el escenario más probable es un Brent operando en una banda de setenta y cinco a ochenta y cinco dólares, con sesgo descendente si las negociaciones de Suiza avanzan según lo previsto y los barriles retenidos en el Golfo se liberan ordenadamente.
Para el mediano plazo, las proyecciones se bifurcan. Si la moratoria nuclear se consolida y la oferta iraní recupera sus volúmenes preguerra, el escenario de excedente que anticipa la AIE para 2027 cobrará tracción y los precios podrían acomodarse en una banda inferior, entre sesenta y cinco y setenta y cinco dólares. Si las negociaciones fracasan, el riesgo geopolítico volverá a recargar los precios, pero probablemente sin alcanzar los picos de marzo, porque el mercado ya descontó las salidas iraníes y las economías importadoras incorporaron reservas estratégicas adicionales. Un escenario intermedio —acuerdo parcial, conversaciones prorrogadas, alivio gradual de sanciones— sostendría la banda de setenta y cinco a ochenta y cinco dólares por más tiempo del que hoy proyectan las consultoras.
Para Vaca Muerta, esa banda media es manejable y compatible con la expansión proyectada hasta superar el millón de barriles diarios hacia 2030, meta que las consultoras consideran al alcance siempre que se mantenga el flujo de capex en los niveles comprometidos. La banda inferior, en cambio, obligaría a revisar el ritmo de los nuevos compromisos de inversión, a recalcular la fórmula de regalías del proyecto Argentina LNG y a discutir con mayor honestidad la rentabilidad efectiva del shale neuquino en un mundo abastecido. Esa discusión, hasta hace pocos meses incómoda, vuelve al centro de la escena.
La banda alta —con precios sostenidos por encima de los noventa dólares— dejó de ser un escenario base. Eso no es una mala noticia para la formación: implica un mundo más estable y predecible, con menos volatilidad y, por lo tanto, con horizontes de planificación más confiables. Pero exige que las decisiones de capital se tomen sobre la base de fundamentos operativos y no sobre el viento de cola de un shock geopolítico. Esa transición —del precio impulsado por la crisis al precio impulsado por los costos— es la verdadera prueba para la próxima fase del desarrollo neuquino. Y conviene tenerla, en Neuquén y en Buenos Aires, antes de que sean los precios los que la impongan.
Las cotizaciones del Brent y el WTI corresponden al cierre del 18 de junio de 2026 según Investing y AFP. Las proyecciones de oferta y demanda fueron publicadas por la Agencia Internacional de la Energía en su informe mensual de junio y por la OPEP en su última revisión trimestral. Los datos sobre breakevens y costos de pozos en Vaca Muerta corresponden a informes de la consultora Aleph Energy y de Rystad Energy, con declaraciones contrastadas del CEO de YPF, Horacio Marín. Las cifras del comercio exterior argentino corresponden al primer trimestre de 2026 conforme datos del Indec procesados por la consultora Economía y Energía. Algunos detalles del Memorando de Entendimiento de Islamabad —particularmente los firmantes y el procedimiento de ratificación— permanecían en disputa al cierre de esta edición, en la previa a la firma formal de Ginebra del viernes 19 de junio.
Fuente: Desafío Energético
