Por Roberto F. Campos

De la redacción de Economía

Dicho mercado atraviesa una profunda transformación dominada por la geopolítica. El enfrentamiento sostenido entre Estados Unidos e Irán, junto con el bloqueo de facto del estrecho de Ormuz, revierte por completo las expectativas de comienzos de año sobre una oferta abundante.

La Agencia Internacional de la Energía (AIE) proyectaba en enero un crecimiento de la oferta mundial de petróleo de 2,5 millones de barriles diarios para 2026, pero en septiembre esa previsión se invirtió por completo.

El impacto del conflicto se concentra en el estrecho de Ormuz. Como paso obligado de casi una quinta parte del comercio mundial del oro negro, la restricción de su tránsito paraliza una capacidad de más de 10 millones de barriles diarios en la región del golfo Pérsico.

Según datos de la AIE, la producción mundial disminuyó en agosto en 1,6 millones de barriles diarios respecto al mes anterior, hasta los 100,1 millones. La recuperación completa del suministro petrolero del Golfo se retrasa hasta 2027.

La evaluación de la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) es más concreta: en agosto, la producción de crudo paralizada en el Medio Oriente alcanzó un promedio de 6,7 millones de barriles diarios, por encima de los cinco millones de julio.

Ello se debió en parte al ataque contra las exportaciones sauditas a través del estrecho de Bab el-Mandeb. La EIA prevé que la producción y las exportaciones de la región no se recuperen en los niveles previos al conflicto hasta el segundo trimestre de 2027.

Cabe señalar que el mecanismo de ajuste de producción de la Organización de Países Exportadores de Petróleo y sus aliados (OPEP+) demuestra ser insuficiente ante esta crisis.

Aunque la organización completó en agosto la retirada gradual del recorte de 1,65 millones de barriles diarios acordado en 2023, la producción real quedó muy por debajo del objetivo, a causa de la guerra, lo que debilita notablemente su influencia sobre las decisiones de suministro.

Fuentes autorizadas y cercanas a los organismos petroleros indican que la OPEP+ tiende a mantener sin cambios su política de producción para octubre desde su reunión de septiembre, mientras centra su atención en una revisión más compleja de las cuotas, preparando las bases de producción para 2027.

El efecto en cadena del shock de oferta se manifiesta ya en la demanda. En su informe de septiembre, la AIE recortó drásticamente su previsión de demanda mundial de petróleo para 2026 hasta una caída de 2,5 millones de barriles diarios, 940 mil barriles más que la reducción prevista el mes anterior.

El informe señala explícitamente que la menor disponibilidad de productos refinados y materias primas petroquímicas, junto con los elevados precios de los combustibles -especialmente el diésel-, seguirán frenando el consumo de petróleo.

Sin embargo, las principales instituciones discrepan significativamente sobre las perspectivas de la demanda.

Un análisis comparativo del Foro Internacional de la Energía (IEF) de mayo mostraba que la OPEP aún preveía un crecimiento de la demanda de unos 1,2 millones de barriles diarios para 2026, mientras que la EIA y la AIE ya lo habían rebajado a 200 mil y -400 mil barriles diarios respectivamente.

Se trató por tanto, de una diferencia de hasta 1,6 millones de barriles diarios entre las tres previsiones. Esta divergencia refleja por sí misma la elevada incertidumbre del panorama del mercado.

La tensión en el mercado del diésel es particularmente acusada. La AIE señala que el diésel y el gasóleo representan cerca de 30 por ciento de la demanda mundial, y su precio en Estados Unidos supera los 200 dólares por barril, 94 por ciento por encima del nivel previo a la guerra, con Europa y Asia siguiéndole de cerca.

Las exportaciones netas de diésel de los países del golfo Pérsico en agosto fueron de solo 390 mil barriles diarios, menos de una cuarta parte del nivel anterior al conflicto.

La EIA prevé que las reservas estadounidenses de destilados caigan por debajo de los 100 millones de barriles en septiembre y se mantengan en niveles bajos durante la mayor parte del período posterior.

EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS

El precio del petróleo experimenta una volatilidad extrema en 2026. El valor medio del Brent en agosto fue de 91 dólares por barril, 7,61 dólares más que en julio, y el 9 de septiembre se disparó hasta un máximo de 113,48 dólares.

Pero el 22 de septiembre, ante la posibilidad de un diálogo entre Trump e Irán, el Brent cayó por debajo de los 100 dólares y el WTI descendió un 4,5 por ciento hasta los 91,75 dólares. En su informe Short-Term Energy Outlook de septiembre, la EIA prevé un precio medio del Brent de unos 90 dólares por barril en el segundo semestre de 2026, que descendería gradualmente hasta los 74 dólares en 2027 a medida que se recupere la producción y se reconstruyan las reservas.

No obstante, esta previsión se cerró el 3 de septiembre, antes de la última escalada de tensiones, por lo que la evolución real podría enfrentar riesgos al alza, como ocurrió.

Las previsiones de varios bancos de inversión son más agresivas. HSBC elevó su previsión de precio medio del Brent para 2026 de 80 a 90 dólares, y para 2027 de 65 a 85 dólares.

Bank of America advierte que, si un conflicto de baja intensidad se prolonga hasta finales de año, el Brent podría cotizar en un rango de 95 a 120 dólares; si estalla un conflicto más amplio y se dañan infraestructuras energéticas importantes, el precio podría dispararse hasta los 150 dólares.

La situación del mercado del gas natural es igualmente grave y está altamente relacionada con el del petróleo.

El conflicto en el Medio Oriente interrumpe el transporte de gas natural licuado (GNL) a través del estrecho de Ormuz, lo cual reduce la oferta mundial en casi un 20 por ciento. Los embarques de Qatar y Emiratos Árabes Unidos de marzo a junio disminuyeron en 35 mil millones de metros cúbicos interanuales.

La situación de las reservas europeas es especialmente preocupante. A principios de septiembre, el nivel de llenado de los almacenes subterráneos de la Unión Europea (UE) era de 67,3 por ciento, muy por debajo de la media quinquenal del 83,7.

Los almacenes alemanes estaban solo al 55 por ciento de su capacidad, frente a una media quinquenal del 82,5. El precio de referencia TTF holandés superó los 80 euros por megavatio-hora el 9 de septiembre, por primera vez desde enero de 2023, más del doble del nivel previo a la guerra.

La competencia en el mercado asiático agrava aún más la presión sobre Europa. El índice Platts JKM (Japón-Corea) subió a más de 25 dólares por millón de unidades térmicas británicas a principios de septiembre, el nivel más alto desde el primer trimestre de 2023.

El diferencial Asia-Europa pasó de una prima europea a comienzos de año a una prima asiática media de 2,1 dólares por millón de BTU e impulsó así el desvío de cargamentos de GNL de Europa hacia Asia.

La Agencia Internacional de la Energía prevé que la demanda mundial de gas natural disminuya alrededor de un 0,5 por ciento en 2026, unos 20 mil millones de metros cúbicos, lo que supondría la tercera caída anual después de las de 2020 y 2022.

Esta crisis está acelerando la transformación estructural del mercado del gas natural. Un análisis del Instituto IMEMO de Rusia señala que la cuota del GNL en el comercio mundial alcanzó el 55 por ciento en 2025, frente a solo 44 antes de 2019. Estados Unidos aporta 26 por ciento del suministro mundial y Oriente Medio el 18.

La guerra en el Medio Oriente truncó el escenario de oferta abundante que se esperaba. El análisis indica que el gran volumen de nuevo suministro de GNL procedente de Estados Unidos debía entrar en el mercado en 2026, y los proyectos de Qatar debían ponerse en marcha en 2027, pero la guerra hizo fracasar esa perspectiva.

Los proyectos de GNL de Qatar están actualmente paralizados, mientras que los de exportación estadounidenses reciben impulso prioritario.

La exploración y producción upstream también avanza hacia una “desorientalización media”. El Wall Street Journal informa de que gigantes petroleros como ExxonMobil y Chevron aceleran la búsqueda de nuevas zonas potenciales de petróleo y gas fuera del riesgo de conflicto en el Medio Oriente.

Exxon planea invertir hasta 24 mil millones de dólares en yacimientos de aguas profundas en Nigeria, Chevron amplía sus operaciones en Venezuela, BP obtiene derechos en bloques marítimos de Namibia y Total firma contratos de exploración con Türkiye.

Wood Mackenzie estima que los proyectos de exploración de las grandes petroleras en los próximos años podrían crear un valor total de 120 mil millones de dólares.

Al mismo tiempo, siguen avanzando algunos descubrimientos. Las pruebas del hallazgo Geliga-1 de Eni en Indonesia muestran una producción de gas de hasta 60 millones de pies cúbicos diarios, que combinado con la estructura vecina de Gula podría alcanzar los mil millones de pies cúbicos diarios.

OMV puso en producción el yacimiento de gas de Wittau en Austria, el mayor descubrimiento de gas del país en 40 años.

Sinopec obtuvo la aprobación de reservas geológicas probadas de casi 236 mil millones de metros cúbicos en el yacimiento de esquisto de Ziyang Dongfeng, en la cuenca de Sichuan, la capa de esquisto cámbrica de Qiongzhusi, la más antigua comercial del planeta.

UNA CONCLUSIÓN OBLIGADA, EL MERCADO REVALORIZADO

El mercado de petróleo y gas de 2026 ofrece un caso de manual: cuando el riesgo geopolítico pasa de ser un “riesgo de cola” a un “escenario de referencia”, el marco tradicional de análisis de oferta y demanda debe ceder ante la evaluación continua de la evolución del conflicto. Las reservas mundiales de petróleo disminuyeron en 507 millones de barriles desde febrero, una media de 2,8 millones de barriles diarios, y este ritmo de consumo significa que el margen de maniobra del mercado se está reduciendo rápidamente.

La advertencia de la AIE merece atención: a medida que disminuyen los amortiguadores de las reservas de petróleo y el sistema mundial de refino opera al límite, el mercado internacional del petróleo se enfrenta al riesgo de una mayor tensión y de una demanda contenida.

Hasta que se normalice el tránsito por el estrecho de Ormuz y se recupere plenamente la capacidad de los países del golfo Pérsico, la alta volatilidad y la elevada prima de riesgo serán la nueva normalidad del mercado de petróleo y gas.

Para los países importadores de energía, la lección de 2026 es clara: la diversificación de las fuentes de suministro y la suficiencia de las reservas estratégicas nunca han sido cuestiones que puedan posponerse.

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