Guerra con Irán amenaza suministro mundial de petróleo

La posibilidad de una guerra que involucre a Irán ha sido señalada por múltiples directivos de la industria petrolera como una amenaza material para los flujos globales de crudo y productos refinados, con comentarios públicos que se intensificaron tras un despacho de Seeking Alpha del 29 de marzo de 2026 que compiló las advertencias de altos ejecutivos (Seeking Alpha, 29 de marzo de 2026). Los ejecutivos describieron escenarios en los que las exportaciones y el tránsito marítimo por el Golfo Pérsico podrían verse restringidos durante semanas o meses, creando tensión en mercados que ya operan con capacidad de reserva limitada. El punto de estrangulamiento estratégico en el Estrecho de Ormuz es central en este perfil de riesgo: aproximadamente una quinta parte del crudo comercializado mundialmente se desplaza por ese corredor, según la Administración de Información Energética de EE. UU. (EIA, 2023). Para los inversores institucionales, las preguntas inmediatas son magnitud, duración y qué eslabones de la cadena de suministro —desde los productores upstream hasta la refinación y el transporte— enfrentan el estrés operativo y financiero más agudo.

Context

La sensibilidad del mercado petrolero frente a interrupciones en el Golfo Pérsico es producto tanto de la geografía como del equilibrio entre oferta y demanda. La EIA estimó en 2023 que alrededor del 21% del crudo comercializado a nivel mundial pasa por el Estrecho de Ormuz, lo que hace que interrupciones sin previo aviso sean desproporcionadamente significativas para los flujos por mar (EIA EE. UU., 2023). Desde la Guerra del Golfo de 1990 y las tensiones episódicas en la década de 2010, los mercados han demostrado repetidamente que el riesgo geopolítico en el Golfo puede traducirse en picos de precios, dislocaciones en los costos de seguros y desvíos logísticos que elevan de manera material el costo final del combustible en regiones consumidoras clave.

Más recientemente, el mundo llegó a 2025–26 con capacidad de reserva restringida entre los principales productores. La Agencia Internacional de la Energía (AIE) estimó la capacidad excedente de la OPEP+ en una banda estrecha a finales de 2024 (aproximadamente 3,0–4,0 millones de barriles por día, AIE, dic. 2024), lo que significa que una interrupción grande y prolongada sería difícil de compensar sin grandes liberaciones de reservas estratégicas o destrucción de demanda. La demanda global de petróleo, que la AIE situó en alrededor de 101,7 millones de barriles por día en 2024, deja un espacio limitado para absorber shocks sin volatilidad de precios y efectos secundarios en cascada sobre productos refinados.

El artículo de Seeking Alpha publicado el 29 de marzo de 2026 recogió comentarios directos de ejecutivos del sector que enmarcaron el riesgo como operativo más que meramente hipotético: su preocupación se centró en interrupciones físicas a operaciones de terminales, rutas de navegación y en la evitación del Golfo inducida por la revaluación de seguros. Ese encuadre es importante para los inversores porque las interrupciones operativas generan un perfil de riesgo distinto al de la mera volatilidad de los mercados financieros: pueden producir escasez local de combustible, riesgo de parada de refinerías y tensión entre contrapartes en los mercados de negociación y fletamento.

Profundización de datos

Cuantificar el impacto potencial requiere combinar estadísticas de flujo en puntos de estrangulamiento, estimaciones de capacidad de reserva y patrones comerciales. La estimación de la EIA de 2023 de que ~21% del crudo comercializado transita por el Estrecho de Ormuz proporciona una métrica de exposición de referencia; si las exportaciones del Golfo se redujeran incluso en un 30%, eso implicaría un shock de aproximadamente el 6% del volumen de crudo comercializado globalmente. Usando el rango de capacidad de reserva de la AIE a fines de 2024 de 3,0–4,0 millones de barriles por día, la flexibilidad del mercado para compensar una interrupción de varios millones de barriles por día es limitada, particularmente para las variedades de crudo ligeras y dulces que son regionalmente específicas (AIE, dic. 2024).

Los datos de transporte y seguros son igualmente informativos para la construcción de escenarios. Históricamente, cuando aumenta la percepción de riesgo bélico, las primas por riesgo de guerra y los costos de reencauzamiento para petroleros se han incrementado de forma material —a veces multiplicándose en cuestión de semanas—, alterando la economía del costo entregado para ciertos productos refinados en Europa y Asia. El resultado práctico es que incluso interrupciones parciales en las cargas del Golfo pueden elevar los costos de combustible desembarcado en regiones dependientes de importaciones por puntos porcentuales de dos dígitos respecto a las bases previas a la crisis, dependiendo de la disponibilidad de barcos y las distancias de reencauzamiento.

Las suposiciones sobre tiempos y duración importan más que la severidad instantánea. Interrupciones cortas y contenidas (días a un par de semanas) históricamente provocan picos de precio agudos y luego reversiones parciales a medida que los mercados se ajustan. Interrupciones prolongadas (meses) pueden producir reasignaciones estructurales: las refinerías pueden agotar inventarios de crudo, los mercados spot de flete se tensan y la mezcla de proveedores marginales se desplaza hacia barriles de mayor costo. Esas dinámicas son directamente relevantes para las pruebas de estrés de carteras, donde el plazo del shock determina tanto las consecuencias de la marcación a mercado como las del flujo de caja.

Implicaciones por sector

Los productores upstream con infraestructura de exportación ligada a terminales del Golfo enfrentan el riesgo operativo más inmediato. Las compañías que dependen de cargas en un único terminal —especialmente en el sur de Irak, Kuwait y los Emiratos Árabes Unidos— se enfrentarían a recortes de producción o a almacenamiento forzoso si el acceso de los petroleros queda comprometido. Los operadores midstream que poseen y aseguran petroleros, terminales o oleoductos estarían expuestos tanto al riesgo de daños físicos como al riesgo de revalorización de seguros, lo que podría derivar en impactos inmediatos en pérdidas y ganancias (P&L) y en mayores necesidades de gastos de capital (CAPEX) para reforzar la resiliencia.

En el downstream, las refinerías de Europa y Asia importan volúmenes significativos de crudo de Oriente Medio; una interrupción reconfiguraría el cálculo del crack spread y podría forzar flujos de arbitraje de productos refinados —destilados y gasolina— hacia regiones con demanda subyacente más ligera. Las refinerías con canastas de crudo flexibles y acceso a suministros marítimos alternativos (por ejemplo, África Occidental, Mar del Norte, Golfo de EE. UU.) tendrán una ventaja competitiva, mientras que aquellas integradas en sistemas regionales de oleoductos con poca optionalidad en materia de alimentación serán más vulnerables.

Los proveedores de servicios —fletadores, aseguradoras y traders de commodities— tienden a ver amplificada la volatilidad en estas situaciones. La tarificación de seguros para tránsitos por el Golfo suele moverse por delante de los precios de mercado, incrementando los costos operativos para los transportistas. Para los traders, las llamadas de margen sobre posiciones apalancadas y los rollovers en futuros y derivados de flete pueden intensificar la presión de liquidez.