¿Qué pasaría si el estrecho de Ormuz nunca se reabriera por completo?

Un acuerdo de paz no es necesariamente lo mismo que la reapertura del estrecho de Ormuz.

El mercado parece dar por hecho el memorando de entendimiento entre Estados Unidos e Irán, según se informa, un hecho consumado, con una caída del precio del Brent de casi 20 dólares por barril desde mediados de mayo. Esto confunde dos cuestiones distintas: si se alcanzará algún tipo de acuerdo y si dicho acuerdo restablecerá los flujos a niveles similares a los previos al conflicto. Esta distinción es crucial para la formación de precios a medio plazo.

No está claro si un acuerdo para poner fin a las hostilidades conllevará también el desmantelamiento del marco que Irán ha construido en torno al estrecho en los últimos meses. El 5 de mayo, Irán anunció la creación de la «Autoridad del Estrecho del Golfo Pérsico» para reivindicar la soberanía sobre la vía marítima, y ​​formalizó su creación el 18 de mayo. Este organismo se creó para codificar el control iraní como una medida permanente, en lugar de una solución temporal a la crisis.

El 28 de mayo, el Departamento del Tesoro de Estados Unidos (OFAC) impuso sanciones a la Autoridad del Estrecho del Golfo Pérsico. Posteriormente, aclaró que no está permitido llegar a acuerdos con Irán para garantizar el paso seguro por el estrecho, incluso si no se realiza ningún pago (Bloomberg, 30 de mayo).

Hay indicios de que esta situación podría ser cada vez más aceptada por la industria, incluyendo a los armadores occidentales, los importadores asiáticos de la OCDE y las principales compañías petroleras nacionales. En los dos primeros meses de la interrupción, la mayor parte (>70%) del tráfico del Ormuz estaba compuesta por cargamentos vinculados a Irán, mientras que los buques cisterna restantes transportaban petróleo no iraní con destino a países asiáticos como China, India, Pakistán, Bangladesh, Tailandia, Vietnam y Filipinas.

En mayo, sin embargo, buques cisterna que transportaban petróleo de Aramco y ADNOC —las dos mayores compañías petroleras estatales de la región— navegaron por el estrecho (Bloomberg, 8 de mayo). Dos superpetroleros con destino a Japón lo atravesaron con éxito (Reuters, 14 de mayo). Un buque cisterna surcoreano pasó por el estrecho de Ormuz en coordinación con Irán, el primero desde el inicio del conflicto (Korea Herald, 20 de mayo). Una naviera griega declaró que preferiría pagar una tasa para transitar por el estrecho si esto facilitara el tráfico (FT, 2 de junio). 

El repunte de los flujos no vinculados a Irán parece compensar ligeramente la caída de las exportaciones iraníes provocada por el bloqueo estadounidense, lo que ha generado un modesto aumento del tráfico en las últimas semanas, según datos de Rystad Energy. Cabe destacar que otros conjuntos de datos (por ejemplo, Lloyd’s List, Kpler) muestran un menor tráfico en mayo en comparación con abril, posiblemente porque no incluyen todos los tránsitos “oscuros”, que se han vuelto más frecuentes en las últimas semanas.

Cómo podría ser la “nueva normalidad”

HSBC opina que el debate en el mercado debería cambiar. En lugar de discutir cuándo se “reabrirá” el estrecho de Ormuz (en junio, julio o más tarde), la pregunta más relevante es qué trayectoria de recuperación es realista y qué nivel de flujos podría convertirse en la “nueva normalidad” si Ormuz permaneciera de forma duradera bajo control iraní.

El escenario base de HSBC contempla una reapertura a mediados de junio con una recuperación lineal de la producción y los flujos durante tres meses y medio, hasta finales de septiembre de 2026. Este escenario base presupone derechos de tránsito incondicionales, y la recuperación de la producción y las exportaciones depende de la logística de transporte marítimo y la reactivación de los yacimientos, en lugar de las restricciones al tráfico marítimo. Los escenarios “desfavorable” y ” pesimista” del banco se basan en una reapertura posterior, a finales del verano y mediados del otoño de 2026, respectivamente. Todos estos escenarios presuponen, fundamentalmente, una eventual restauración completa de los flujos.

Estos escenarios podrían resultar demasiado optimistas. Hasta el momento, Irán no ha dado ninguna señal de estar dispuesto a renunciar al control del estrecho, incluso mientras avanzan las negociaciones para un alto el fuego.

Otro posible escenario que el mercado debería considerar cada vez más es un acuerdo limitado entre Estados Unidos e Irán: una reapertura parcial en la que Irán conserve el control operativo y se siga exigiendo la autorización de tránsito. Los volúmenes se recuperarían solo de forma gradual e incompleta, sin volver jamás a los niveles previos al conflicto. Varias empresas externas han analizado las posibles consecuencias de este escenario para los flujos petroleros.

• Según el escenario de Kpler sobre el “control iraní” (publicado el 29 de abril), los volúmenes de tránsito podrían alcanzar el 40 % de los niveles de exportación anteriores a finales de 2026 y estabilizarse en torno al 45 % a finales de 2027. Los flujos seguirían viéndose obstaculizados por fricciones logísticas y legales, incluidos los procesos de aprobación, el paso obligatorio por aguas iraníes y los posibles pagos de peaje a la Guardia Revolucionaria Islámica. El escenario base de Kpler sigue contemplando una reapertura gradual a partir de julio, con la plena recuperación de los flujos en un plazo de dos a tres meses.
• El escenario base de Rystad Energy, basado en un “acuerdo limitado” (26 de mayo), prevé que los flujos de crudo de Ormuz vuelvan a alcanzar los 10 millones de barriles diarios a finales de 2026 (aproximadamente dos tercios de los niveles anteriores a la guerra para el crudo, excluidos los productos), además de 5 millones de barriles diarios de desvío permanente de oleoductos que permitirán una restauración completa de los niveles de producción del Golfo.
• Según Daniel Yergin (vicepresidente global de S&P, 3 de junio), el tráfico a través del estrecho podría permanecer en un limbo, una «zona gris donde no está ni completamente cerrado ni completamente abierto». Las sanciones estadounidenses contra el PGSA podrían generar un punto muerto en el que el paso por el estrecho sea difícil o peligroso a menos que se pague un peaje, pero muchos armadores se mostrarán reacios a pagarlo debido a las sanciones estadounidenses.
• Según Lloyd’s List (21 de mayo), existe una creciente opinión en el sector de que la libertad de navegación previa a la crisis podría no recuperarse por completo. Un posible escenario final sería un estrecho administrado bajo control iraní incluso después de un alto el fuego. Los mecanismos del modelo administrado incluyen la verificación de la afiliación, preferencias de nacionalidad escalonadas y el cobro de tasas. El tráfico se recuperaría hasta alcanzar aproximadamente el 60-70% de los volúmenes anteriores a la guerra.

Navegar a través del Ormuz es lo que más importa.

Los flujos del estrecho de Ormuz y la producción del Golfo están condicionados, sobre todo, por la libertad de navegación a través del estrecho. Si bien los problemas operativos, logísticos y de seguros son reales y no deben subestimarse, todos ellos pueden resolverse con suficiente tiempo y dinero, a diferencia de la libertad de tráfico a través del estrecho.

HSBC expresó anteriormente que los seguros marítimos y la reactivación de los yacimientos de exploración y producción eran problemas menos graves de lo que se temía inicialmente, lo que llevó al banco a mantener su estimación de una puesta en marcha de tres meses y medio. El banco mantiene esta opinión a la luz de los recientes comentarios de la compañía:

• ADNOC ha declarado que puede aumentar su producción de petróleo “en cuestión de semanas” (comunicado de prensa de ADNOC, 20 de mayo). Sin embargo, a nivel del sistema, estima que podrían ser necesarios cuatro meses para que los flujos vuelvan al 80% de la normalidad.
• La compañía petrolera Kuwait Petroleum estima que puede restablecer el 70% de su producción en un plazo de 6 a 8 semanas (Reuters, 3 de junio).

Los oleoductos de derivación forman parte de la “nueva normalidad”.

Los exportadores del Golfo están debatiendo rutas alternativas para exportar petróleo, evitando el estrecho, y ya hay al menos un proyecto de oleoducto en construcción. Además de los dos oleoductos de desvío que ya están en funcionamiento, esto significa que no es necesaria la normalización total del flujo a través del estrecho de Ormuz para que las exportaciones de crudo de Oriente Medio vuelvan a niveles manejables.

• El oleoducto saudí Este-Oeste, con una capacidad de 7 millones de barriles diarios, se ha utilizado plenamente desde mediados de marzo y ha permitido exportar entre 3 y 4 millones de barriles diarios adicionales de petróleo desde el puerto de Yanbu, en el Mar Rojo.
• El oleoducto ADCOP de los Emiratos Árabes Unidos hacia Fujairah (fuera del estrecho) tiene una capacidad de 1,5 millones de barriles diarios y ha estado operando a un ritmo de hasta 1,8 millones de barriles diarios desde el inicio del conflicto. El 14 de mayo, ADNOC anunció que ha acelerado la construcción de un nuevo oleoducto para duplicar su capacidad de exportación a Fujairah a más de 3 millones de barriles diarios para 2027, con el proyecto actualmente completado en un 50 %.

En conjunto, estas rutas alternativas representan una capacidad estructural de entre 5 y 6 millones de barriles diarios, lo cual es significativo si se compara con los flujos totales de crudo de Ormuz anteriores al conflicto, que ascendían a entre 19 y 20 millones de barriles diarios.

HSBC estima que la recuperación del flujo del estrecho de Ormuz hasta alcanzar los 14 millones de barriles diarios, o el 70-75% de los niveles previos al conflicto, junto con la plena utilización de la capacidad de derivación, incluida la ampliación del ADCOP, sería suficiente para restablecer la mayor parte de los volúmenes de exportación de crudo de Oriente Medio.

Se podrían construir o ampliar más oleoductos:

• Los Emiratos Árabes Unidos podrían construir un oleoducto hasta Fujairah que transportaría gasolina, diésel y combustible para aviones (Bloomberg, 2 de junio).
• Según informes, Irak está construyendo un nuevo oleoducto de entre 700 y 800 km de longitud y con una capacidad de entre 2,2 y 2,5 millones de barriles diarios desde Basora (en el sur) hasta Haditha (al oeste de Bagdad), desde donde el petróleo podría exportarse al Mediterráneo a través de Siria, Jordania y Turquía. El país también planea aumentar las exportaciones de petróleo desde Ceyhan (Turquía) de 220.000 barriles diarios a 770.000 barriles diarios en los próximos meses (Bloomberg, 3 de junio).
• Kuwait está en conversaciones con Arabia Saudita y los Emiratos Árabes Unidos sobre posibles oleoductos. Actualmente, el país no tiene alternativas para evitar la construcción de oleoductos, y sus exportaciones de petróleo han caído prácticamente a cero. 

Esta actividad sugiere que algunos exportadores del Golfo podrían estar preparándose para una situación en la que el tráfico a través del Estrecho se vea afectado durante períodos prolongados en el futuro.

La construcción de nuevos oleoductos solo contribuiría a redirigir las exportaciones de crudo a los mercados mundiales. No ofrecen una solución para los productos refinados, que normalmente deben separarse, ni para el GNL.

Implicaciones en la oferta y los precios: subirán aún más durante más tiempo.

Un escenario en el que el tráfico del estrecho de Ormuz nunca se normalice por completo (al que HSBC ahora se refiere como su escenario de ” reapertura parcial” ) podría provocar que los precios del Brent subieran hasta los 150 USD/b, un nivel similar al previsto en el escenario “pesimista” original del banco, pero con una menor reversión a la media posteriormente.

El escenario “pesimista” refleja un largo período de grave perturbación seguido de una reapertura total, que finalmente restablece las condiciones de superávit y permite la reconstrucción de inventarios. Los últimos balances de oferta y demanda publicados por el banco implican un superávit de 2 millones de dólares canadienses en 2027 y 2028, bajo el supuesto de una normalización total para finales de 2026.

De hecho, los precios del petróleo a corto plazo y la curva de futuros siguen reflejando la anticipación de una eventual normalización y una posterior reconstrucción de las reservas, atribuyendo poca probabilidad a la posibilidad de una reapertura incompleta.

Una reapertura parcial del estrecho de Ormuz podría provocar que los precios se mantengan más altos durante más tiempo que en el escenario “pesimista”, ya que da lugar a flujos persistentemente inferiores a lo normal y a que el mercado petrolero siga en déficit, hasta que unos precios más altos puedan forzar un ajuste permanente a la baja.

A modo de ejemplo, en el escenario de Kpler de “control iraní”, donde el tráfico del estrecho de Ormuz se recupera hasta alcanzar el 40-45% de los flujos normales en el primer semestre de 2027, es probable que los saldos se mantengan en déficit hasta 2027. En este escenario, los flujos del estrecho de Ormuz se recuperarían hasta aproximadamente 9 millones de barriles diarios y las exportaciones totales del Golfo, incluyendo los oleoductos de derivación, hasta aproximadamente 14 millones de barriles diarios, dejando un déficit “sin resolver” de entre 5 y 5,5 millones de barriles diarios con respecto a los niveles previos a la guerra. Dado que las reservas mundiales no pueden agotarse indefinidamente, la destrucción de la demanda tendría que aumentar en otros 2 millones de barriles diarios con respecto a los niveles actuales de entre 3 y 4 millones de barriles diarios para solucionar el problema.

En un escenario de “reapertura parcial” ligeramente más benigno, los flujos del estrecho de Ormuz volverían al 60% a mediados de 2027 (12 millones de barriles diarios), por debajo del nivel del 72% (14 millones de barriles diarios) necesario para la normalización total de las exportaciones. Los flujos del estrecho de Ormuz se recuperarían hasta los 12 millones de barriles diarios y las exportaciones totales del Golfo, incluyendo las que se desvían, se recuperarían hasta los 15-16 millones de barriles diarios, aumentando a 17,8 millones de barriles diarios en el segundo semestre de 2027 tras tener en cuenta la expansión del oleoducto de los EAU (que se supone que comenzará a mediados de 2027).

Esto deja aún una brecha de aproximadamente 2 millones de barriles diarios por resolver para volver al equilibrio, por ejemplo, haciendo permanente una parte de la actual destrucción de la demanda. Una combinación de una demanda permanentemente más baja y una aceleración más rápida de la oferta (por ejemplo, proveniente del gas de esquisto estadounidense) podría inclinar el mercado hacia un pequeño superávit, lo que permitiría reconstruir los inventarios después de un año de rápidas extracciones.

En cuanto a la evolución de los precios, podrían producirse correcciones iniciales ante la mejora de los flujos (por ejemplo, al pasar del 10-15% actual a más del 30%) y la compresión de la prima de riesgo. Sin embargo, este movimiento podría desvanecerse una vez que el mercado se dé cuenta de que la reapertura no se normaliza por completo, el déficit persiste y las reservas siguen disminuyendo. El déficit solo se eliminaría si los precios del petróleo se mantienen lo suficientemente altos como para provocar una caída drástica de la demanda y, finalmente, permitir que el mercado se reequilibre. Es posible que los precios tengan que mantenerse en cifras de tres dígitos mientras el mercado siga en déficit para forzar una disminución de la demanda.

Resulta difícil determinar con exactitud qué nivel de precios sería lo suficientemente alto como para provocar una caída significativa de la demanda. La demanda en la OCDE solo se ha moderado levemente desde el inicio del conflicto, concentrándose la mayor parte de la debilidad en Asia (China, así como el sur y sureste de Asia) y Oriente Medio. La demanda de gasolina y diésel en Estados Unidos se mantiene estable interanualmente, mientras que la demanda de combustibles para vehículos en Europa solo ha disminuido ligeramente. En Europa, el descenso hasta el momento se debe principalmente a la demanda de materias primas petroquímicas, y parece estar más influenciado por la disponibilidad que por el precio.

Los inventarios deberían seguir aumentando.

HSBC actualiza los cálculos sobre el “puente” que publicó hace un mes, teniendo en cuenta los últimos acontecimientos relacionados con el tránsito por el estrecho de Ormuz y los inventarios. La interrupción neta del suministro se mantiene en torno a los 13 millones de barriles diarios, lo que se traduce en una reducción de los inventarios de aproximadamente 7 millones de barriles diarios tras la destrucción de la demanda y el excedente anterior a la guerra, de los cuales 3 millones de barriles diarios corresponden a las reservas comerciales visibles en tierra (excluyendo las reservas flotantes, las de la Reserva Estratégica de Petróleo y China).

En comparación con el mes pasado, el banco redujo su estimación de exportaciones iraníes , aumentó el tránsito de mercancías no iraníes e incrementó las estimaciones de destrucción de la demanda a 3-4 millones de barriles diarios. Vitol estima que la pérdida de demanda es de 4-5 millones de barriles diarios (Reuters, 2 de junio), cifra superior a las estimaciones previas de 2-3 millones de barriles diarios (AIE, mayo, OMR).

Los estrategas bancarios prevén que las existencias mundiales observadas disminuyan de 7.950 millones de barriles en abril a 7.500 millones de barriles en junio y a 7.400 millones de barriles en julio, lo que supondría el nivel más bajo en más de una década. 

En el escenario base, los inventarios mundiales tocan fondo en 7.300 millones de barriles en agosto y comienzan a aumentar a partir de septiembre, lo que lleva a que los inventarios de finales de 2026 vuelvan a estar en línea con los niveles de junio y sean aproximadamente 630 millones de barriles inferiores al pico de febrero de 8.200 millones de barriles.

En el escenario de “reapertura parcial”, las reservas mundiales alcanzan su punto más bajo en aproximadamente 7.000 millones de barriles en diciembre de 2026, 1.200 millones menos que el pico de febrero. Comienzan a recuperarse a partir de principios de 2027, alcanzando los niveles de junio de 2026 (7.500 millones de barriles) recién en septiembre u octubre de 2027.

¿Cuál es la cantidad mínima de reservas de petróleo con la que el mundo puede operar?

No existe una cifra única y precisa a nivel mundial que defina el exceso de inventarios bajos. Sin embargo, tomando como ejemplo a Estados Unidos, es posible estimar aproximadamente qué constituiría el llamado “fondo de tanque”. El fondo de tanque se determina por la cantidad de petróleo físicamente atrapado en la cadena de suministro que no se puede extraer, e incluye el llenado de oleoductos, el petróleo no bombeable en tanques de almacenamiento, el petróleo en tránsito y el inventario operativo.

El Consejo Nacional del Petróleo de EE. UU. ha citado históricamente una cifra de 300 mb como “requisito operativo mínimo” para las reservas de crudo, en comparación con los 386 mb de la época (OEIS, julio de 1990), equivalentes al 78 % de las reservas comerciales de crudo. Dado que las reservas comerciales actuales de crudo en EE. UU. ascienden a 434 mb (semana que finalizó el 29 de mayo), una cifra proporcionalmente equivalente sería de 337 mb. Al ritmo actual de consumo de las reservas de crudo en EE. UU., se alcanzarían los niveles mínimos alrededor de octubre de 2026. Situaciones similares se dan en el caso de los productos petrolíferos refinados.

Suponiendo que esta proporción del 70-80% se extrapole a los inventarios globales, y si para simplificar no distinguimos entre existencias terrestres y marítimas, el requerimiento operativo mínimo sería de alrededor de 6200 millones de barriles (o el 78% de los 8000 millones de barriles a fecha de abril). Este nivel se alcanzaría hacia finales de año si la situación actual no cambia (según el gráfico anterior). En general, este cálculo aproximado sugiere que la reducción de inventarios podría extenderse más allá del verano y hasta bien entrado el cuarto trimestre antes de alcanzar los niveles mínimos de almacenamiento. HSBC no comparte la opinión de algunos en el mercado de que estos niveles mínimos se alcanzarán en cuestión de semanas.

• El FMI ha advertido que las reservas de petróleo caerán a mínimos de cinco años en julio; HSBC no está convencido de que la caída de las reservas al extremo inferior de los rangos de los últimos cinco años constituya aún un peligro claro e inminente.
• Algunos analistas sostienen que las reservas de petróleo de Estados Unidos están en camino de alcanzar los niveles mínimos en los tanques para el verano (julio), durante la temporada alta de viajes (Jeff Currie, Carlyle, CNBC, 25 de mayo).
• Exxon ha declarado que el mundo se acerca a niveles de inventario sin precedentes, niveles realmente muy bajos, en dos o tres semanas. (Neil Chapman, vicepresidente ejecutivo de exploración y producción de Exxon, CNBC, 28 de mayo).
• El director general de la AIE, Fatih Birol, declaró: «Podríamos entrar en la zona roja en julio o agosto si no vemos alguna mejora en la situación». (Reuters, 21 de mayo).