#OilPricesRise

El mercado petrolero en 2025 entró en el año con el peso de un problema de sobreoferta estructural que se había ido acumulando durante años de crecimiento disciplinado del shale en EE. UU., de una expansión agresiva fuera de la OPEP desde Guyana, Brasil y Argentina, y de una coalición OPEP+ que se fracturaba de forma visible bajo la presión de presupuestos nacionales en competencia y las ansiedades por la cuota de mercado. WTI cayó aproximadamente un 20% a lo largo del año, y Brent promedió cerca de $69 por barril, ya que el superávit global se situó en niveles que no se veían desde los primeros días de la pandemia. Del lado de la demanda no hubo salvación: la recuperación de China siguió siendo irregular y estratégicamente orientada al acopio en lugar del gasto impulsado por el consumo, mientras que la fricción comercial entre EE. UU. y China erosionaba sistemáticamente la confianza en las proyecciones de crecimiento futuro.
Esa narrativa se desmoronó por completo en las primeras semanas de 2026.
Lo que se desarrolló no fue una revalorización gradual. Fue una discontinuidad violenta. Los ataques coordinados en territorio iraní que comenzaron a finales de febrero desencadenaron una secuencia de movimientos de represalia que alcanzó el punto de estrangulamiento más sensible desde el punto de vista estratégico en el sistema energético global: el Estrecho de Ormuz. Aproximadamente una quinta parte de los flujos diarios mundiales de petróleo y LNG pasan por ese corredor. Cuando efectivamente se cerró, la realidad matemática golpeó simultáneamente a cada mesa de compras de refinerías. Brent se disparó desde un punto de referencia de mediados de $70s hasta superar $107 por barril en cuestión de semanas, con lecturas intramensuales acercándose a $120. Irak recortó la producción en al menos 1.5 millones de barriles por día. Qatar pausó los envíos de LNG. Los aseguradores retiraron la cobertura en las rutas del Golfo y las tarifas de transporte se dispararon de un modo que se transmitió al instante a los costos de combustible para el usuario final.
El diferencial de riesgo geopolítico, que durante la mayor parte de la década anterior había sido un concepto teórico superpuesto de forma suave a los fundamentos de oferta y demanda, se convirtió en el principal mecanismo de fijación de precios de la noche a la mañana.
Lo que este episodio revela es una vulnerabilidad estructural que años de optimismo sobre la transición energética habían encubierto en silencio. El mundo se había convencido de que una oferta diversificada — shale de EE. UU., petróleo en alta mar de Brasil, arenas bituminosas canadienses — había neutralizado efectivamente el margen de maniobra de cualquier punto de estrangulamiento único. Ese argumento solo se sostiene en un mundo donde la logística global permanezca ininterrumpida. En el momento en que un conflicto militar pone en juego la viabilidad del seguro marítimo y la disponibilidad de rutas para petroleros, la geografía de la producción diversificada ofrece un alivio limitado a corto plazo, porque la infraestructura para transportar petróleo desde el cabezal del pozo hasta la refinería aún fluye a través de un puñado de corredores insustituibles.
Las consecuencias económicas están avanzando muy por delante de la mayoría de los modelos. Que los precios de la gasolina en EE. UU. superen $4 por galón no es solo un problema de costo para el consumidor. Es un shock inflacionario con un rezago incorporado que los bancos centrales no pueden abordar con instrumentos de tasas sin estrangular simultáneamente las condiciones de crédito para las empresas que ya están atravesando una desaceleración inducida por una guerra comercial. La Reserva Federal se encuentra en una posición extremadamente incómoda: el impulso inflacionario derivado de la energía está impulsado por la oferta y proviene de fuentes geopolíticas, lo que significa que los aumentos de tasas provocarían destrucción de demanda sin abordar el mecanismo de precios real. La IEA ya ha revisado a la baja el crecimiento de la demanda global en 2026 hasta aproximadamente 640,000 barriles por día, reconociendo implícitamente que los precios altos empiezan a racionar el consumo incluso antes de que los ciclos de demanda de invierno añadan más presión.
Para los sectores intensivos en energía — aerolíneas, petroquímica, productores de fertilizantes, transporte de larga distancia — la compresión de márgenes es inmediata y estructural, en lugar de cíclica. Las aerolíneas se enfrentan a una base de costos que no puede cubrirse adecuadamente en los niveles actuales de la curva forward. Los costos de las materias primas petroquímicas están reconfigurando la dinámica competitiva en la manufactura asiática, que ya estaba siendo alterada por los regímenes arancelarios.
La dimensión geopolítica añade una capa de incertidumbre que vuelve inadecuada la modelización estándar de escenarios. La duración y la intensidad del conflicto determinan si Brent consolida cerca de los niveles actuales, rompe de forma sostenible por encima de $110, o si se revierte con fuerza si, de manera inesperada, se abren los canales diplomáticos. Un escenario de campaña prolongada de cuatro a cinco semanas incorpora suficiente disrupción de la oferta como para empujar los precios a un territorio que amenazaría de forma genuina el crecimiento del PIB global en la segunda mitad de 2026. Una resolución rápida revelaría en qué medida los precios recientes incorporaron una prima de guerra que desaparece más rápido de lo que se acumuló.
Lo que el mercado aún no puede valorar con claridad es el cambio geopolítico de segundo orden: hasta qué punto este conflicto acelera el impulso de China y la India hacia acuerdos energéticos bilaterales que eluden la fijación de precios en dólares y los sistemas de seguros controlados por Occidente. Cada disrupción de este tipo refuerza el argumento político a favor de esos acuerdos y debilita la universalidad del índice Brent como referencia de precios global. Es un cambio estructural de avance lento, pero disrupciones como esta comprimen el calendario.
El equilibrio subyacente de oferta y demanda que era bajista al entrar en 2025 no ha cambiado fundamentalmente. El crecimiento de la producción fuera de la OPEP continúa. La tesis de sobreoferta estructural sigue siendo válida para un mundo en paz. Pero los mercados de energía no se valoran solo en función de los fundamentos; se valoran según la distribución de probabilidad de los fundamentos condicionada a la estabilidad geopolítica, y esa distribución acaba de revalorarse de forma dramática. El riesgo ahora no es que el petróleo se mantenga en $107. El riesgo es que el mercado oscile de forma violenta entre niveles de prima de guerra y niveles de piso fundamental, a medida que el flujo de noticias se mueve más rápido que los ajustes del mercado físico puedan seguirle.
En ese entorno, la volatilidad misma se convierte en la característica dominante del mercado, y los participantes mejor posicionados son aquellos que tienen la flexibilidad para responder a las señales de precios en tiempo real, en lugar de quienes están atrapados en compromisos forward hechos cuando el mundo parecía mucho más estable.