En menos de dos semanas, el barril de petróleo Brent acumuló una caída de casi el 21%: desde los USD 117,58 que registró el 30 de octubre llegó a tocar los USD 89,34 el lunes 10 de noviembre —su nivel más bajo desde agosto—, y hoy cotiza en torno a los USD 93. La pregunta que recorre los surtidores de todo el país es si ese desplome se va a traducir en algún alivio en el precio de la nafta.
La respuesta corta es que, al menos por ahora, se mantiene el mecanismo de amortiguación que aplica YPF —y que el resto de la industria replicó—. Esta iniciativa implica que las petroleras deben recuperar primero lo que resignaron cuando el crudo estaba en sus picos más altos. Recién después, si el barril se mantiene en baja, podría abrirse una conversación sobre una reducción en los surtidores.
Las causas del desplome: geopolítica y oferta
La caída de los últimos días responde principalmente a un cambio en las expectativas sobre el conflicto entre Estados Unidos e Irán. El presidente estadounidense, Donald Trump, anunció el lunes que no prevé ordenar nuevas operaciones militares contra Irán, luego de recibir pedidos de distintos mandatarios de la región, entre ellos el primer ministro de Qatar. Los inversores comenzaron entonces a reducir la prima de riesgo que habían incorporado a las cotizaciones ante la posibilidad de una escalada bélica. El Brent cayó 5,85% el lunes y llegó a retroceder otro 2,58% el martes.
A eso se suma un factor de oferta. JP Morgan estimó que el superávit mundial de petróleo alcanzó aproximadamente 1,4 millones de barriles diarios en octubre. Una encuesta de Reuters confirmó además que la producción de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) aumentó ese mes, impulsada principalmente por Arabia Saudita, Kuwait e Irak, pese a que continúan las restricciones a las exportaciones.
Las petroleras absorbieron la suba del crudo y ahora deberán recuperar lo que resignaron
El mecanismo de amortiguación —denominado buffer— consiste en que las petroleras que operan en el país absorban parte de la suba internacional del crudo sin trasladarla directamente al precio en los surtidores. Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, lo explicó ante inversores de Wall Street durante la conferencia con inversores de resultados trimestrales: “Cuando vimos que la demanda de nafta y gasoil —que es totalmente inelástica— empezó a ser muy elástica en Argentina después de algunos incrementos, entendimos que no podíamos aumentar más”, afirmó.
La lógica del esquema es que cuando el precio internacional baje, las petroleras mantendrán el valor en los surtidores y recuperarán lo que habían adelantado. La brecha entre el precio del crudo Brent y el valor local de la nafta súper llegó a un nuevo récord desde el inicio del buffer en las últimas semanas de octubre, según cálculos de la consultora 1816 con base en datos del Ministerio de Economía.
A eso se suma otro factor que refuerza la rigidez a la baja: el Gobierno postergó en dos ocasiones la suba programada del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC). El 30 de septiembre, mediante el Decreto 1126, difirió hasta el 1° de noviembre los aumentos pendientes; el 30 de octubre volvió a correrlos, esta vez hasta el 1° de diciembre. Esas actualizaciones impositivas deberán aplicarse en algún momento.
La nafta argentina subió casi al nivel de Europa y más de cinco veces que Brasil
Pese al buffer, los combustibles argentinos acumularon entre febrero y septiembre una suba del 16% en dólares, casi al ritmo de Europa —que registró un alza del 21%— y más de cinco veces por encima de Brasil, donde los precios aumentaron apenas 3% en el mismo período. El promedio de América Latina se ubicó en 9 por ciento, según datos de Economía & Energía (E&E).
El contraste más marcado es el de Estados Unidos, donde la nafta subió 51% en ese lapso. La diferencia se explica porque el mercado estadounidense traslada de forma casi inmediata cualquier modificación de costos al precio en los surtidores, sin mecanismos de amortiguación. Brasil, en el extremo opuesto, recurrió a subsidios financiados con la recaudación de un impuesto a la exportación de petróleo y una reducción temporaria del gravamen a los combustibles.
Pese a esa contención relativa, la demanda de nafta en Argentina mostró señales de deterioro. Las ventas de combustibles crecieron 1,96% interanual en septiembre —el primer resultado positivo desde enero—, pero la recuperación fue impulsada casi en exclusiva por el gasoil. La nafta súper, que representa alrededor del 41% del total comercializado en el país, retrocedió 2,17% respecto al mismo mes de 2025, según un estudio del medio especializado Surtidores.
Las petroleras argentinas ganaron USD 5.165 millones adicionales
El crudo apreciado dejó ingresos extraordinarios para el sector. Entre enero y agosto de 2026, las petroleras que operan en Argentina facturaron USD 5.165 millones adicionales por la venta de crudo respecto al mismo período del año anterior, según un informe de E&E, dirigida por el economista Nicolás Arceo. Los ingresos brutos por ventas de petróleo treparon de USD 12.310 millones en los primeros ocho meses de 2025 a USD 17.475 millones en igual período de 2026, un alza del 42%. De ese salto, USD 3.182 millones corresponden a la suba de precios y USD 1.984 millones al mayor volumen producido.
El impacto se reflejó también en la balanza comercial energética. Las exportaciones de petróleo crudo sumaron USD 7.753 millones entre enero y septiembre de 2026, frente a USD 4.889 millones en el mismo período de 2025, un incremento del 58,6%. El volumen exportado pasó de 252.000 a 334.000 barriles diarios (+32,5%), mientras el precio promedio subió 20% interanual. El superávit comercial energético llegó a USD 9.428 millones entre enero y septiembre, un 76% por encima de igual período de 2025.
El crecimiento de los ingresos no descansó únicamente en el precio: la producción también aceleró. Entre enero y septiembre, la extracción de crudo promedió 916.000 barriles diarios, un alza del 16% interanual, y llegó a 977.000 en septiembre. El motor de ese crecimiento es Vaca Muerta: el shale oil produjo 700.000 barriles diarios en septiembre, un 28% más que un año atrás, y ya representa el 71,7% de la producción nacional. Por operadora, YPF lideró con 353.500 barriles diarios (+21,5% interanual), seguida por Vista con 85.200, Pluspetrol con 79.200 (+92,3%) y Shell con 40.200 (+37%).
La clave para que el petróleo se mantenga bajo
El Estrecho de Ormuz es la variable que los analistas señalan como determinante para que el petróleo consolide una tendencia bajista. Por esa vía estratégica circula cerca del 20% del petróleo mundial, y las interrupciones en su tránsito desde inicios de 2026 fueron el principal factor detrás de la escalada de precios. Si el flujo se recupera, el mercado podría equilibrarse con relativa rapidez.
Las perspectivas de los principales bancos y consultoras del mundo divergen de forma pronunciada, lo que refleja la alta incertidumbre que rodea al mercado. La Agencia de Información de Energía de Estados Unidos (EIA) proyecta un barril a USD 105 para el cuarto trimestre de 2026, con una caída hasta USD 74 en igual período de 2027. Goldman Sachs prevé precios elevados para lo que resta del año —impulsados por la caída de inventarios globales y las restricciones de oferta— y un promedio de USD 84 en 2027.
Citi adopta la postura más bajista: considera insostenible el bloqueo del estrecho y anticipa que su reapertura generaría un excedente de entre 3 y 4 millones de barriles diarios, con precios cayendo hasta USD 65 el barril para el año próximo. HSBC describe un escenario intermedio al que llama “new normal”: el estrecho no cerrado ni abierto, sino persistentemente afectado. El banco elevó sus proyecciones a USD 90 para 2026 y USD 85 para 2027, pero advierte que si la diplomacia falla, el Brent podría escalar hasta USD 120 antes de ceder en el tercer trimestre de 2027. Una encuesta de Reuters entre analistas publicada el 30 de septiembre situó el precio promedio proyectado en USD 89 el barril para 2026.
