Poder, tuberías y chips

Estados Unidos no solo volvió a ser el árbitro del precio marginal en los hidrocarburos; se convirtió en arquitecto regulatorio de la oferta global. El giro quedó sellado en enero con la orden ejecutiva “Unleashing American Energy” —que reactivó permisos y desarmó la “pausa” al GNL— y en los meses siguientes con decisiones que mezclan seguridad nacional e industrial policy con absoluto pragmatismo: un asiento “dorado” en U.S. Steel, un 9,9% en Intel y acuerdos de revenue-sharing (reparto de % sobre ventas) con Nvidia y AMD a cambio de licencias de exportación a China. Entre tanto, el shale de Texas (Permian) siguió empujando producción y exportaciones récord: 13,2 Mb/d de crudo en 2024 y más de 4,1 Mb/d de exportaciones de crudo, con 2025 marcando nuevos máximos semanales. EL vector de la energía como instrumento de poder, explícitamente. 

Europa es el punto de apoyo de esa palanca. La UE pasó de depender ~40% del gas ruso por tubería en 2021 a cerca de 11% en 2024; hoy el último hilo físico de Moscú es TurkStream tras el fin del tránsito por Ucrania el 1 de enero de 2025. A la vez, el bloque vetó desde marzo el transbordo de GNL ruso en puertos europeos, y discute el phase-out (salida gradual) de contratos a 2027. Resultado: Estados Unidos cubrió el 48% de las importaciones europeas de GNL en 2023 y el 50,7% en el 1T25. En paralelo, Noruega ancló volúmenes por gasoducto cerca de máximos. El mapa de dependencia cambió, y Washington lo capitaliza. 

El frente ucraniano reconfiguró precios y riesgos. El TTF tocó casi €340/MWh en 2022; los niveles bajaron, pero 2024–2025 siguió volátil —con picos de principios de 2025 y un régimen de precios aún por encima del quinquenio precrisis—, mientras la UE desmonta herramientas de emergencia. Esta “meseta alta” consolida el rol del GNL estadounidense como seguro de última instancia: capacidad flexible, contratos cortos y un dólar fuerte. El instrumento político que acompaña no es sutil: más sanciones energéticas a Rusia, incluidas sobre logística de GNL y actores conectados a Arctic LNG, apuntando a encarecer seguros, flota y STS; y presión normativa en la UE para cortar el re-export del gas ruso. 

El crudo ruso sigue fluyendo con descuento y mayores costos. Una red de petroleros antiguos, de propiedad opaca y sin seguros del G7 (banderas de conveniencia, transferencias barco a barco) llegó a mover ~2/3 de las exportaciones marítimas; desde inicios de 2025 bajó a ~60% por sanciones más estrictas y el retorno parcial de navieras del G7+. La evasión persiste: suben los costos de transacción, no se corta el comercio.

India es el caso test: importador neto en ascenso, compradora voraz de crudo ruso con descuento y, al mismo tiempo, socio estratégico de Washington. En agosto, la Casa Blanca aplicó aranceles adicionales del 25% sobre una canasta amplia de importaciones indias, explicitando como motivación la continuidad de compras de petróleo ruso; el efecto combinado llega a tasas cercanas al 50% en sectores sensibles. La señal es clara: alineamiento energético-geopolítico, o costo comercial. Nueva Delhi intentará maximizar su autonomía estratégica, pero el péndulo se nota. 

Ahora, el elefante en el cuarto no es un barril sino un chip. La demanda energética de data centers y IA se disparó: la IEA estima que el consumo eléctrico global del sector podría duplicarse hacia 2026 frente a 2022. El “boom” de cómputo crea una nueva interdependencia entre moléculas y electrones: gas barato y confiable para potencia firme, más redes y permisos, más cadenas de minerales críticos para fabricar equipos. En ese tablero, Washington movió fichas que rompen ortodoxias: tomó 9,9% no votante en Intel vía fondos del CHIPS Act, aseguró una “golden share” en U.S. Steel para vetar decisiones estratégicas, y pactó con Nvidia y AMD un revenue-sharing del 15% de ventas en China como condición de licencias. No es menor: el Estado se reservó palancas sobre empresas privadas en industrias nodales. El capitalismo estadounidense cambia por necesidades geopolíticas. Todavía no es una noticia que rompa el tablero, pero podría serlo pronto. 

¿Es eficaz? Para Intel, el salvavidas apunta a sostener foundry doméstico y recuperar nodo tecnológico; para Nvidia/AMD, el acuerdo compra acceso controlado a un mercado que, de otra forma, se cerraba. Críticos ven un desliz hacia “capitalismo de Estado”; defensores, una respuesta proporcional a la política industrial china. Sea cual sea el veredicto, el vector es inequívoco: seguridad económica como política de poder. 

Argentina entró en 2025 con un activo estratégico tangible: Vaca Muerta. La evidencia ya no es promesa sino flujo: en abril comenzaron exportaciones de gas a Brasil a través de Bolivia —un hito técnico y político— con operaciones piloto de TotalEnergies y, luego, Tecpetrol/Edge, en contratos interrumpibles y con cláusulas de priorización para el invierno argentino. Que Brasil valide la ruta por YPFB en reversa, con Bolivia de trader, abre un mercado regional de escala para el gas neuquino. Es una historia en desarrollo. 

Además, la sustitución de importaciones avanzó: en 2024 ENARSA redujo cargos de GNL (29 vs. 44 en 2023) gracias a nueva infraestructura de gasoductos, y para 2025 volvió a licitar menos volúmenes enfocada en picos invernales. El Gasoducto Néstor Kirchner y obras de reversión en el Norte permiten desplazar compras a Bolivia y, en ventana estival, exportar. Es —por fin— una narrativa de balanza energética menos frágil. 

¿Y el GNL de mediano plazo? Petronas ya no está en la foto: YPF giró hacia una asociación con Shell para un proyecto de exportación de GNL, y además, firmó un memorando de entendimiento con Eni (italiana) para acelerar proyectos conjuntos. El horizonte realista 2027-2028 depende de CAPEX, módulos, permisos y marcos contractuales bancables; pero el vector cambió: de importador estructural a oferente potencial. Para maximizarlo, Argentina necesita reglas estables (export slots/firm capacity), disciplina fiscal en subsidios, y monetizar gas en invierno chileno y verano brasileño sin estrangular la oferta doméstica. El problema es que si las reglas claras llegan sin agregado de valor, mejoras tecnológicas, federalismo de proveedores, redistribución del ingreso o inclusión social, se corre el riesgo de desperdiciar la oportunidad. 

El shale de Texas sigue marcando el compás global. El Permian explica “casi todo” el crecimiento de la producción estadounidense reciente, y sostiene el rol de EE. UU. como proveedor swing de crudo y NGPLs; en GNL, el levantamiento de la pausa y el pipeline regulatorio acelerado reafirman a EE. UU. como asegurador de última instancia para Europa. Para Buenos Aires, la lectura es doble: anclar inversiones con offtakers americanos/europeos (downstream y power) y entrar en el radar de seguridad de suministro occidental con gas, petróleo y minerales críticos (litio, cobre). Además hay una notable definición: sin amigos no puede haber “friend-shoring”. 

China, por su parte, mantiene la llave del refinado de minerales críticos, de tierras raras, y es el gran comprador de crudo ruso con descuento. El gasoducto Power of Siberia avanza por debajo de los tiempos que Moscú desearía —PS-2 sigue en negociación—, lo que comprime márgenes rusos y refuerza el poder de negociación de Pekín. India arbitra entre descuentos rusos, tarifas estadounidenses y su propia carrera industrial. La “desglobalización administrada” no elimina el comercio; reordena quién fija condiciones.

Europa aprendió a las malas. La combinación de menos gas ruso por tubería, más GNL (con el 50% viniendo de EE. UU. en 1T25) y una base industrial electro-intensiva golpeada por energía cara dejó lecciones: diversificar orígenes, firmar contratos flexible-indexados y acelerar permisos para infraestructura (regas, redes, almacenamiento). La retirada del tránsito vía Ucrania y el dominio de TurkStream como único ducto ruso que llega a la UE fijan, además, una geografía política que pasa por el Mar Negro y los Balcanes. 

La energía volvió a ser la variable de ajuste del poder. EE. UU. combina moléculas (shale y GNL), reglas (sanciones, permisos, tarifas) y “equity” en empresas estratégicas para alinear mercados con su agenda tecnológica y de seguridad. La UE paga prima de seguro por autonomía; Rusia vende con descuento y más costos; China compra tiempo y control de insumos; India forcejea por su soberanía comercial. Argentina, con Vaca Muerta, dejó de ser figurante: si afianza reglas, financia infraestructura y amarra demanda regional y contratos de exportación, puede convertir su gas en influencia, pero los costos sociales importan. El resto —incluida la IA— exige electricidad barata y confiable: otra forma de decir que la política energética, de Texas a Añelo, decide dónde se asienta el próximo datacenter… y quién escribe las reglas.

Hernán P. Herrera es investigador del Instituto Argentina Grande y columnista de Un Mundo en Marcha (en Radio con Vos). Su IG es @hernanpherrera.