Bessent: déficit global de petróleo de 8–10 mbpd

Párrafo principal

El 4 de mayo de 2026 Bessent declaró ante audiencias del mercado que el mundo se enfrenta a un déficit de suministro de petróleo de 8–10 millones de barriles por día (mbpd) como resultado de interrupciones casi totales a través del Estrecho de Ormuz (InvestingLive, 4 de mayo de 2026). El esquema numérico que él y otros han usado es que aproximadamente 20 mbpd normalmente transitan por Ormuz en condiciones de referencia, y esa cifra ha caído a casi cero conforme se han restringido las rutas marítimas y los movimientos de los petroleros. El enrutamiento este–oeste de Arabia Saudita y otros esfuerzos de mitigación por tierra, dijo Bessent, han preservado aproximadamente 7–8 mbpd de exportaciones, y añade además entre 2–5 mbpd de mitigación en su cómputo para llegar al déficit anunciado. Sus comentarios públicos incluyen líneas geopolíticas enérgicas – 'tenemos control absoluto del estrecho' y 'EE. UU. solo dispara cuando es atacado' – que influyen en la percepción del mercado tanto como el análisis de los flujos físicos. El comentario ha cobrado mayor peso porque implica un déficit estructural y sostenido más que una distorsión logística transitoria, aunque también se enfrenta a un creciente escepticismo sobre el calendario del conflicto y la credibilidad de previsiones a corto plazo.

Contexto

El Estrecho de Ormuz es el punto de estrangulamiento más relevante para las exportaciones marítimas de crudo a nivel mundial; las estimaciones utilizadas por participantes del mercado en semanas recientes se han anclado en torno a 20 mbpd de crudo y productos petrolíferos que transitan por la vía en condiciones normales (estimaciones de la industria difundidas durante abril–mayo de 2026). La interrupción de ese corredor desencadena demandas inmediatas de reencaminamiento por rutas marítimas más largas o por oleoductos terrestres, lo que incrementa el tiempo de tránsito, eleva los costos de flete y comprime la capacidad de envío disponible. Históricamente, las interrupciones en el transporte del Golfo —que van desde ataques a petroleros en 2019 hasta los conflictos del Golfo a principios de los años 90— se han traducido en picos de volatilidad en los referentes Brent y WTI, provocando movimientos desproporcionados a corto plazo incluso cuando los impactos agregados anuales de suministro fueron limitados. En el episodio presente, los participantes del mercado están analizando dos cuestiones vinculadas pero distintas: la reducción física de flujos a través de Ormuz, y la capacidad de los exportadores para reencauzar volúmenes mediante infraestructuras alternativas como el oleoducto este–oeste de Arabia Saudita (Petroline) o los corredores del Mar Rojo.

La aritmética abreviada que Bessent y otros utilizan simplifica una historia logística compleja. El supuesto de referencia de 20 mbpd a través de Ormuz es un punto de referencia útil, pero agrega diferentes calidades de crudo, envíos de productos y cargamentos sensibles al tiempo. El reencaminamiento solo puede ejecutarse en la medida en que la infraestructura alternativa disponga de capacidad, compatibilidad de refinería y cobertura de seguro; por ejemplo, el oleoducto este–oeste saudí (Petroline) tiene una capacidad nominal de procesamiento en el orden de 5 mbpd (datos de capacidad de Saudi Aramco utilizados por analistas del mercado en 2024–25), lo que significa que otras rutas terrestres o operaciones tanque a tanque deben absorber volúmenes adicionales. La situación actual también coincide con patrones estacionales de demanda y calendarios de mantenimiento de refinerías, que pueden amplificar desajustes entre dónde están físicamente los barriles y dónde más se necesitan.

Más allá de los flujos físicos, importan los impactos psicológicos y de estructura de mercado. La formación de precios durante choques geopolíticos suele estar impulsada por la expectativa y la opcionalidad: primas por riesgo de guerra en rutas Báltico y VLCC, aumentos en las tasas de fletamento y recargos de seguro, y la curva a plazo moviéndose hacia un contango pronunciado o backwardation dependiendo de la urgencia percibida. Los comentarios de Bessent, por lo tanto, importan tanto por su aritmética como por cómo moldean la prima de riesgo del mercado. Esa dinámica es particularmente importante para carteras institucionales y mesas de trading que deben equilibrar exposición física, coberturas en papel y consideraciones de liquidez a medida que evoluciona el episodio.

Análisis detallado de los datos

Las cuentas de Bessent, tal como se presentaron públicamente, pueden reconstruirse por pasos. Paso uno: 20 mbpd de tránsito base vía Ormuz. Paso dos: flujos 'prácticamente cero' a través del estrecho, lo que implica que los 20 mbpd completos están en riesgo de desplazamiento. Paso tres: mitigaciones saudíes y aliadas preservan 7–8 mbpd mediante enrutamientos este–oeste y otras opciones por tierra o por el Mar Rojo. Paso cuatro: Bessent añade entre 2–5 mbpd de mitigación adicional por medidas secundarias para alcanzar un volumen efectivo entregado de aproximadamente 9–13 mbpd; restando eso de los 20 mbpd se obtiene el déficit principal de 8–10 mbpd (InvestingLive, 4 de mayo de 2026). La aritmética es internamente consistente si se mantienen los números intermedios de preservación.

Los puntos de datos clave que sustentan el cálculo incluyen: la línea base de 20 mbpd por Ormuz (estimaciones de la industria citadas en briefings públicos, abril–mayo de 2026), los 7–8 mbpd de exportaciones reencauzadas o preservadas a través de oleoductos y opciones terrestres saudíes (Bessent, 4 de mayo de 2026), y los 2–5 mbpd adicionales de mitigación que él referencia (Bessent, 4 de mayo de 2026). Un punto de datos estructural adicional es la capacidad del oleoducto este–oeste de Arabia Saudita (aproximadamente 5 mbpd de capacidad históricamente), lo que limita cuánto del volumen de exportaciones del Golfo puede ser efectivamente redirigido por tierra (resúmenes de capacidad de Saudi Aramco, 2024). Estas cifras son discretas y auditables, pero también sensibles a supuestos sobre disponibilidad operativa, capacidad sobrante, programación de cargamentos y disponibilidad de fletamento.

Hay riesgos de medición en el conteo. Por un lado, las exportaciones 'preservadas' requieren terminales de carga compatibles y cobertura de seguro garantizada; un oleoducto que puede transportar 5 mbpd no se traduce automáticamente en 5 mbpd de barriles disponibles para cargar en un terminal para un petrolero dado en un día concreto. Por otro lado, contabilizar mitigaciones secundarias en la banda de 2–5 mbpd es inherentemente incierto y puede doblar el conteo de soluciones temporales a corto plazo que no son sostenibles semana a semana. Por ello, los participantes del mercado rastrean una mezcla de indicadores macro: embarques observados, seguimiento AIS de petroleros, contratación de fletamentos y movimientos de primas por riesgo de guerra, en tiempo casi real para poner a prueba las afirmaciones principales sobre la brecha de suministro.

Implicaciones para el sector

Si un déficit de 8–10 mbpd llegara a persi