P0. ¿Qué ha sucedido en Oriente Medio durante el fin de semana?
El líder supremo de Irán, el ayatolá Alí Jamenei, fue asesinado después de que Israel y Estados Unidos lanzaran una operación militar contra el liderazgo y el ejército iraní. Irán respondió disparando misiles balísticos y drones contra activos y aliados estadounidenses en toda la región, con objetivos como Israel, Baréin, Kuwait, Catar, Omán, Emiratos Árabes Unidos, Arabia Saudita y Jordania.
P1. ¿Qué evidencia hay sobre las interrupciones en los flujos energéticos? ¿Han modificado sus previsiones de precios de referencia de la energía?
Si bien los datos de flujo a través del Estrecho de Ormuz hasta el viernes pasado indican volúmenes de petróleo ligeramente superiores a la media anual (Gráfico 1) y de GNL (Gráfico 2), durante el fin de semana se han recibido informes de importantes descensos en el número de petroleros que cruzan el Estrecho y de tres petroleros presuntamente dañados en la región. Creemos que el tráfico podría seguir interrumpido hasta que se aclaren los riesgos (por ejemplo, minas y huelgas). Asumimos que no se producirán interrupciones sostenidas del flujo en nuestras previsiones de precios de la energía de referencia, que hemos mantenido sin cambios por ahora, y seguiremos vigilando de cerca los flujos de alta frecuencia a través del Estrecho.
Riesgos para los precios del petróleo
Suministro en riesgo
P2. ¿Está dañada la infraestructura petrolera en Irán y Oriente Medio?
Hasta donde sabemos, no hay daños confirmados a la producción de petróleo ni a la infraestructura de exportación de petróleo en la región.
P3. ¿Qué proporción del suministro de petróleo procedente de Irán y de Oriente Medio a través del Estrecho de Ormuz está en riesgo?
Irán produjo alrededor de 3,5 mb/d de petróleo crudo y aproximadamente 0,8 mb/d de condensado en 2025, lo que en conjunto representa el 4 % del suministro mundial de petróleo. Las exportaciones iraníes en 2025 promediaron 1,7 mb/d de crudo y condensados, 0,6 mb/d de productos refinados y 0,4 mb/d de líquidos de gas natural (LGN).
El Estrecho es crucial para casi 20 mb/d, o una quinta parte de la producción mundial de petróleo (Gráfico 1). En 2025, las exportaciones a través del Estrecho promediaron 13,4 mb/d de crudo, 0,2 mb/d de condensados, 3,5 mb/d de productos refinados y 1,4 mb/d de LGN y otros líquidos. Arabia Saudita, Irak y los Emiratos Árabes Unidos exportaron conjuntamente 13,1 mb/d de petróleo a través del Estrecho de Ormuz el año pasado, con China como principal destino (Gráfico 12).
Si bien las estimaciones varían según las agencias, la AIE ha estimado que 4,2 mb/d de los flujos de petróleo a través del Estrecho se pueden redirigir utilizando las capacidades de oleoductos existentes , lo que implica que alrededor de 16 mb/d de flujos de petróleo estarían en riesgo ante un hipotético cierre total del Estrecho.
Precios de mercado
P4. ¿Qué prima de riesgo fija el precio del mercado petrolero?
Estimamos que la prima de riesgo incorporada a los precios del crudo se situó en 7 dólares por barril el viernes por la noche, como la diferencia entre el cierre del viernes del Brent de 72 dólares y nuestra estimación de 65 dólares de valor justo basada en fundamentos como las acciones de la OCDE.
Con base en el aumento del 15% en el producto de comercio minorista del WTI , estimamos una prima de riesgo en tiempo real implícita en los precios del crudo de $18/bbl. Esto corresponde al percentil 98 desde 2005.
Las opciones de compra que ofrecen protección al alza incorporan una prima mayor con una desviación estándar de 25 delta a 3 meses en el percentil 100 de la distribución de los últimos 15 años al viernes.
P5. ¿Cómo se traduce esa prima de riesgo en tiempo real en interrupciones del suministro de petróleo?
La estimación de la prima de riesgo en tiempo real de 18 dólares por barril corresponde al precio de mercado de una interrupción de un año de 2,3 mb/d en el suministro global o aproximadamente una interrupción total de un mes en los flujos del Estrecho de Ormuz (aunque permite el uso de capacidad sobrante del oleoducto como compensación parcial).
Escenarios
P6. ¿Qué mecanismos de amortiguación tiene el mercado petrolero para absorber los shocks negativos de oferta? ¿Y qué señales está dando la OPEP+?
El mercado petrolero podría reducir inventarios, desplegar capacidad excedente una vez que se reabra el Estrecho y potencialmente beneficiarse de las liberaciones globales de SPR.
Los niveles de inventario global aumentaron el año pasado desde niveles muy bajos, ya que la oferta global superó la demanda global en aproximadamente 1,7 mb/d. Los inventarios globales totales visibles de petróleo se sitúan actualmente en 7.827 millones de barriles, cerca de su mediana histórica cuando se expresan como 74 días de demanda global (DoD). En relación con la demanda, los niveles de inventario también se acercan a la mediana de las reservas comerciales de la OCDE (las que mejor predicen los precios), son algo altos en China, muy altos en agua (con 373 mb de crudo sancionado en agua), pero bajos en las Reservas Estratégicas de Petróleo globales, excluyendo a China. La Reserva Estratégica de Petróleo (SPR) de EE. UU. consta de 415 mb (una reducción de alrededor de 180 mb desde finales de 2021). Sin embargo , se informa que un funcionario del Departamento de Energía de EE. UU. declaró al Financial Times que no ha habido “ninguna discusión en absoluto sobre la SPR “, lo que podría indicar que Washington cree que cualquier aumento en los precios probablemente será limitado o de corta duración.
Si bien es muy incierto, nuestra estimación puntual preferida para la capacidad excedente global es de 3,7 mb/d, concentrada principalmente en Arabia Saudita y los Emiratos Árabes Unidos (Gráfico 6). Un hipotético cierre sostenido del Estrecho de Ormuz constituiría un impedimento físico para la capacidad de la OPEP de desplegar esta capacidad excedente. Hoy, la OPEP+ también anunció que aumentará la producción requerida en 0,21 mb/d en abril, ligeramente por encima de nuestra expectativa de 0,14 mb/d.
Si bien el esquisto estadounidense sigue siendo el productor marginal a corto plazo, la producción estadounidense se ha vuelto menos sensible a los precios debido a la maduración del esquisto, y aumentar la producción estadounidense de manera significativa suele llevar varios trimestres.
P7. ¿Cuánto podría aumentar el valor razonable de los precios del petróleo en escenarios de disrupción clave?
Consideramos los escenarios de interrupción del suministro de petróleo relacionados con Irán como reducciones únicamente en el suministro de petróleo de Irán o como interrupciones en el transporte o la producción de petróleo a nivel regional más amplio.
Interrupciones de la producción en Irán: Estimamos que una posible interrupción del suministro de 1mb/d (que corresponde a la mitad de las exportaciones de crudo de Irán) durante 12 meses aumentaría el valor justo del petróleo en 8 dólares (aunque los precios podrían subir más a medida que se reevalúen los riesgos de escalada).
Interrupciones más amplias de la producción : Dado que Irán atacó a los productores de petróleo de Oriente Medio, no podemos descartar daños futuros a la infraestructura de producción y exportación de petróleo en la región. El evento comparable más reciente es el ataque iraní de septiembre de 2019 a la planta de producción petrolera saudí de Abqaiq, que causó la mayor interrupción de la producción de petróleo en un solo día y una fluctuación intradía de los precios de casi el 20 % (aunque los precios se moderaron al recuperarse la producción por completo poco más de 10 días después del ataque inicial [Gráfico 9]).
Interrupciones del transporte marítimo en Ormuz: si bien los efectos reales sobre los precios podrían volverse más extremos si aumentan las primas de riesgo, a continuación estimamos los siguientes efectos sobre el valor justo de los precios del petróleo en escenarios de interrupciones de un mes en los flujos de petróleo a través del Estrecho:
- +$15 por un cierre completo de un mes si no hay compensaciones (por ejemplo, utilización de capacidad de tubería sobrante, liberación de SPR)
- +$12 por un cierre completo de un mes si se utiliza toda la capacidad de gasoducto sobrante estimada de 4mb/d
- +$10 por un cierre completo de un mes si se utiliza toda la capacidad de tubería sobrante estimada y se liberan SPR globales durante un mes a un ritmo de 2 mb/d
- +$4 por un cierre parcial del 50 % durante un mes si se utiliza toda la capacidad de tubería sobrante estimada
- +$1 por un cierre parcial del 25% durante un mes si se utiliza toda la capacidad de tubería sobrante estimada
¿Podemos simplemente escalar los efectos estimados sobre el valor justo para una interrupción de un mes del Gráfico 5 en 0,25 y en 4 si la interrupción durara ¼ de mes o 4 meses?
No, si bien nuestro modelo estático simple relaciona directamente las exportaciones netas de Medio Oriente con los inventarios globales y de la OCDE, los efectos reales sobre el valor justo probablemente aumenten desproporcionadamente con la duración de la interrupción.
Si la interrupción durara un cuarto de mes, el impacto en la producción probablemente sería muy leve, ya que los productores probablemente seguirían almacenando petróleo en tierra y retrasarían, en lugar de reducir significativamente, las exportaciones acumuladas. Además, productores como Arabia Saudita han aumentado con cautela las exportaciones y la producción ante la escalada.
Por el contrario, si el petróleo quedara atrapado durante cuatro meses en la región y como los inventarios no pueden disminuir de manera persistente, los precios del petróleo probablemente subirían desproporcionadamente para equilibrar el mercado a través de la destrucción de la demanda impulsada por los precios y recortes en la producción de refinerías.
P8. ¿En qué medida podrían elevarse los precios del petróleo debido a las primas de riesgo?
Si bien la magnitud y la duración de cualquier posible interrupción del flujo de petróleo desde Oriente Medio y a través del Estrecho de Ormuz siguen siendo inciertas, no hemos modificado por ahora nuestro pronóstico base del precio del petróleo y seguimos esperando que los precios del Brent/WTI bajen a 60/56 dólares para el cuarto trimestre de 2026 (suponiendo que no se produzcan interrupciones sostenidas del suministro). Si bien los riesgos para nuestro pronóstico son al alza, la historia sugiere que los picos de precios provocados por shocks geopolíticos o interrupciones temporales del suministro pueden ser de corta duración (Gráfico 9).
La historia demuestra que los precios del petróleo pueden subir significativamente, y muy por encima de las estimaciones de valor razonable, cuando la incertidumbre geopolítica es alta y el mercado atribuye cierta importancia a la persistencia de las interrupciones del suministro . Por ejemplo, a mediados de 2022, los precios del petróleo superaron nuestra estimación de valor razonable implícita en existencias en casi 20 dólares (Gráfico 8). El Brent subió desde alrededor de 60 dólares a principios de junio de 2025 hasta cerca de 80 dólares cuando Israel y Estados Unidos atacaron las instalaciones nucleares de Irán, antes de retroceder rápidamente cuando el mercado adquirió confianza en la improbable interrupción del suministro real de petróleo (Gráfico 9, panel derecho).
P9. ¿Cuál es el impacto potencial en los mercados de productos refinados y de transporte de buques cisterna?
El impacto sobre los mercados de productos refinados de cualquier posible interrupción de los flujos provenientes de Irán probablemente sería limitado, dado que Irán exporta sólo 0,5 mb/d de productos refinados.
Sin embargo, las interrupciones en los flujos del Estrecho de Ormuz podrían ser muy significativas para los mercados de destilados medios (diésel, gasóleo), combustible para aviones y nafta. El año pasado, aproximadamente el 9% (o 0,8 mb/d) de las exportaciones mundiales de gasóleo y diésel pasaron por el Estrecho de Ormuz, y el 18% de las exportaciones mundiales de combustible para aviones (0,4 mb/d), lo que implica mayores riesgos al alza para nuestro ya positivo pronóstico de márgenes de productos refinados, especialmente en Asia.
La escalada en Oriente Medio también plantea importantes riesgos al alza para los mercados de transporte de buques tanque, ya que las primas de seguros pueden aumentar drásticamente. Nuestra tarifa promedio global de transporte de crudo sucio ya ha aumentado un 50 % (2,4 USD/bbl) en lo que va de año, a medida que el petróleo en el agua (en su mayoría sancionado) continúa acumulándose y Venezuela cambia de la flota oscura a buques no sancionados. La tarifa de transporte de los grandes buques de crudo (VLCC) desde el Golfo Pérsico a China ya se había triplicado durante el último mes al cierre del viernes. E incluso sin nuevas interrupciones significativas en el Estrecho, la reposición y el redireccionamiento preventivos pueden aumentar aún más las tarifas de transporte, que ya son elevadas.
Gas natural
P10. ¿Cuánta prima de riesgo se ha incorporado a los precios del gas en Europa?
A diferencia del petróleo, creemos que hasta el viernes pasado, los precios del gas natural europeo presentaban una prima de riesgo mínima o nula asociada a los riesgos geopolíticos relacionados con Irán. En concreto, el precio del TTF se ha situado en la mitad inferior de nuestro rango estimado de conversión de carbón duro a gas (C2G) durante el último mes, ligeramente por debajo de nuestra previsión de 36 EUR/MWh para marzo de 2026 (Gráfico 11). Considerando la reciente liquidación de los precios de las emisiones de carbono por debajo de los 80 EUR/t previstos en nuestra previsión de precios del TTF, con un valor de 2,0-2,5 EUR/MWh en términos de equivalente de gas, los precios del gas inmediato siguen coincidiendo en gran medida con nuestra opinión de que el TTF debe situarse en este rango de conversión de C2G para ayudar a gestionar el almacenamiento de gas del noroeste de Europa por encima del 80 % de su capacidad para finales de octubre de 2026, dado que los niveles actuales de inventario se mantienen muy por debajo de la media. Esta sigue siendo nuestra opinión, y mantenemos nuestra previsión de 34 EUR/MWh para el resto del año.
P11. ¿Cuáles son los riesgos para los precios mundiales del gas derivados de los acontecimientos ocurridos este fin de semana en Oriente Medio?
Observamos un riesgo significativo de subida para los precios del gas europeo y del GNL a nivel mundial. El impacto más significativo en los mercados mundiales del gas provendría de una posible interrupción del suministro de aproximadamente 80 millones de toneladas métricas anuales (302 millones de metros cúbicos diarios o 11 mil millones de pies cúbicos diarios, el 19 % del suministro mundial de GNL) que normalmente fluyen por el Estrecho de Ormuz (Gráfico 2), lo que podría derivar de una escalada del conflicto en curso.
Específicamente, en un escenario donde los flujos de GNL a través del Estrecho se detienen completamente durante un mes, estimamos una restricción resultante del almacenamiento de gas en el noroeste de Europa equivalente al 8% de la capacidad[8]. Nuestros modelos de cambio de combustible sugieren que los precios del gas europeos necesitarían maximizar tanto el cambio a hulla como a productos petrolíferos fijando precios iguales o superiores a los niveles de precios de los combustibles destilados durante más de tres meses y medio para compensarlo[9]. A los precios actuales del petróleo, esto implicaría que el TTF esencialmente se duplicaría a 62 EUR/MWh[10] (21 $/mmBtu). Dado que los precios del petróleo también probablemente repuntarían en este escenario , es probable que el TTF pudiera acercarse al umbral de 74 EUR/MWh (25 $/mmBtu) que desencadenó grandes respuestas de la demanda de gas natural durante la crisis energética europea de 2022.
Una interrupción hipotética más prolongada del tránsito del suministro de gas natural a través del Estrecho de Ormuz que dure más de dos meses probablemente elevaría los precios del gas natural europeo por encima de 100 EUR/MWh (35 USD/mmBtu) y desencadenaría una destrucción más significativa de la demanda mundial de gas, dada la mayor dificultad para que el mercado compense por completo un shock de ajuste de ese calibre antes del próximo invierno.
Dado que los precios spot de GNL (JKM) están estrechamente vinculados a los de TTF para ayudar a Asia a gestionar los flujos de GNL producidos en la cuenca del Atlántico hacia la cuenca del Pacífico para satisfacer su demanda, los riesgos al alza para TTF analizados anteriormente también se aplican a JKM.
P12. ¿Existen riesgos para los mercados mundiales de gas derivados de las exportaciones iraníes de gas por gasoductos?
Creemos que estos riesgos son muy limitados, ya que la exposición del mercado global de gas a las exportaciones de gas por gasoducto de Irán es moderada, dado que los flujos iraníes han disminuido en los últimos años debido principalmente a un creciente déficit interno. El vínculo indirecto más relevante restante con los mercados globales de gas son sus exportaciones a Turquía, que promediaron poco más de 8 mil millones de metros cúbicos en 2025. Estos flujos están sujetos a un contrato que vence este verano y aún no se ha renovado.
Un escenario en el que estos flujos se detengan podría desencadenar un aumento en las importaciones de GNL de Turquía de tamaño similar y, dado que el noroeste de Europa suele absorber aproximadamente la mitad de las importaciones totales de GNL europeas, podría ajustar los balances de gas del noroeste de Europa en el equivalente a la mitad del aumento potencial neto de 8 Bcm/a en las importaciones de GNL de Turquía, o 4 Bcm/a (11 mcm/d o 0,4 Bcf/d). Para recordar, nos centramos específicamente en el noroeste de Europa (Reino Unido, Bélgica, Francia, Países Bajos y Alemania) porque la consideramos la región más relevante para establecer los precios del TTF dada su conectividad de gasoductos. Estimamos que el TTF necesitaría subir 4 EUR/MWh en relación con los precios del carbón duro para compensar dicho ajuste. Esto justificaría que el TTF se moviera del extremo inferior del rango de cambio al carbón duro, donde ha estado durante las últimas cuatro semanas, al extremo superior, cerca de 36 EUR/MWh.
P13. ¿Cuáles son los riesgos para los precios del gas Henry Hub en EE. UU.?
En el escenario de una importante interrupción del suministro global de GNL, creemos que el impacto en los balances de gas natural de EE. UU. sería limitado por tres razones principales. En primer lugar, EE. UU. es un gran exportador neto de GNL, con necesidades de importación limitadas a muy pocos cargamentos en la costa noreste estadounidense durante los picos de frío invernal. En segundo lugar, México y Canadá, conectados a los mercados de gas estadounidenses mediante gasoductos, también tienen necesidades de importación de GNL muy limitadas. En tercer lugar, debido a los bajos costos variables, las instalaciones de exportación de GNL de EE. UU. suelen operar a plena capacidad, reduciendo su utilización únicamente durante los períodos de mantenimiento. En consecuencia, hay poco o ningún margen para que las exportaciones estadounidenses de GNL aumenten, incluso en caso de un aumento repentino del precio global del GNL.
Si bien los balances de gas en EE. UU. podrían ajustarse marginalmente si la escasez de productos petrolíferos a nivel regional en EE. UU. o México provoca un aumento en la sustitución del petróleo por gas para la generación de energía o aplicaciones industriales, consideramos que los riesgos al alza para Henry Hub son limitados. Cabe aclarar que, a diferencia del ajustado balance de gas en EE. UU. del primer semestre de 2022, que impulsó el repunte de Henry Hub con los precios del carbón de los Apalaches cuando los precios internacionales del carbón se dispararon junto con el gas natural en ese momento, los balances actuales de gas en EE. UU. son más holgados, como lo reflejan los precios inmediatos del gas en EE. UU. por debajo de los 3 USD/mmBtu y un diferencial muy negativo entre octubre y enero de 2027, lo que indica una percepción del mercado de un alto riesgo de congestión del almacenamiento este año.
