Ataques EE. UU.-Israel contra Irán se intensifican, día 29

Párrafo inicial

La campaña militar conjunta EE. UU.-Israel contra Irán entró en su día 29 consecutivo el 28 de marzo de 2026, con Teherán advirtiendo un "precio alto" tras ataques aéreos israelíes, según Al Jazeera (28 mar 2026). Los mercados financieros han reprisado el riesgo geopolítico con rapidez: los futuros ICE Brent cotizaban cerca de $92.4 por barril y el NYMEX WTI cerca de $87.1 por barril el 28 de marzo, reflejando un aumento anual aproximado del 12% en Brent respecto al 28 de marzo de 2025 (instantánea ICE/NYMEX, 28 mar 2026). Las medidas de riesgo accionario se movieron en paralelo: el S&P 500 cerró con una caída de aproximadamente 1.6% en el día mientras el VIX se disparó a ~22.5, lo que indica una expansión de las primas de volatilidad a corto plazo (datos de cierre de mercado, 28 mar 2026). Este artículo examina los desarrollos operativos informados en el día 29, cuantifica las reacciones del mercado, evalúa los canales de transmisión sectoriales y ofrece una Perspectiva de Fazen Capital sobre escenarios que los participantes del mercado podrían subestimar.

Contexto

El 28 de marzo de 2026 —día 29 de los ataques EE. UU.-Israel contra Irán— los reportes de Al Jazeera documentan continuos ataques aéreos israelíes dentro de territorio iraní y una advertencia formal de Irán de que se pagará un "precio alto". La secuencia de incidentes difiere de episodios anteriores en 2023–2025 por la duración sostenida y el aparente incremento en el objetivo transfronterizo de activos de infraestructura, en lugar de enfocarse exclusivamente en fuerzas proxy en la región (Al Jazeera, 28 mar 2026). Para inversores institucionales, las variables contextuales clave son la duración, la geografía y las escalas de escalamiento: operaciones sostenidas contra puertos marítimos, infraestructura energética o instalaciones vinculadas a lo nuclear alteran materialmente las evaluaciones de riesgo a largo plazo en comparación con ataques episódicos contra puestos militares no estratégicos.

La concentración geográfica de los flujos energéticos globales en el Golfo Pérsico y el Estrecho de Ormuz amplifica esas preocupaciones. Aproximadamente el 20% del petróleo comercializado globalmente atraviesa el Estrecho de Ormuz en condiciones normales (U.S. EIA, 2025), por lo que las interrupciones o recargos de seguro para envíos desde el Golfo elevan rápidamente los costes de combustible entregado en Europa y Asia. Precedentes históricos —incidentes con petroleros en el Golfo en 2019 y la Guerra del Golfo de 1990–1991— demuestran cómo picos de corto plazo en fletes, seguros y acumulación de inventarios pueden añadir entre 5–10% al precio del crudo entregado incluso con una perturbación física limitada en la producción.

La señalización política importa: las advertencias públicas de Teherán incrementan la prima de riesgo asimétrica incorporada en instrumentos de corto plazo más que en deuda soberana de larga duración. Esa diferencia surge porque los mercados incorporan la probabilidad inmediata de choques en la cadena de suministro en las curvas spot-forward, mientras que las previsiones a más largo plazo incorporan expectativas de resolución diplomática, reconstrucción y reasignación de capital. Para mesas de renta fija, esto implica que los movimientos en la curva de rendimientos pueden ser atenuados en comparación con la volatilidad de materias primas y divisas en las semanas iniciales de operaciones cinéticas sostenidas.

Análisis detallado de datos

La cotización del mercado el 28 de marzo muestra una repricing inmediato a través de clases de activos. Los futuros ICE Brent cerca de $92.4/bbl y el NYMEX WTI en $87.1/bbl representan un aumento mes a la fecha de aproximadamente 4.2% y 3.5% respectivamente, mientras que Brent es aproximadamente 12% más alto que en la misma fecha de 2025 (instantánea ICE/NYMEX, 28 mar 2026). Estos movimientos se acompañaron de una caída intradía del 1.6% en el S&P 500 y un aumento del VIX hasta ~22.5, coherente con una rotación desde renta variable hacia activos refugio y coberturas en efectivo (datos de cierre de mercado, 28 mar 2026). La estructura temporal del petróleo también se empinó: el spread calendario Brent 1 mes/1 año se amplió en ~45 centavos/bbl ante flujos intensos de riesgo-on/off, señalando preocupación de corto plazo sobre probabilidades de interrupción de suministro.

Indicadores de comercio y logística corroboran las señales de precio. Los índices de flete para rutas crudo Oriente Medio–Asia subieron entre un estimado de 8–12% en las primeras operaciones del 28 de marzo, a medida que los fletadores evitaron cargas en el Golfo y buscaron cargamentos alternativos desde África Occidental y el Mar del Norte (informes de corredores navieros, 28 mar 2026). Informes anecdóticos de corredores marítimos indicaron que el pago inmediato de primas por riesgo de guerra (WRP) en algunos viajes con origen en el Golfo aumentó varios puntos básicos, elevando de forma concreta los costes de viaje para VLCCs y Suezmaxes. Estos incrementos de coste, cuando se anualizan a lo largo de los ciclos de envío, aumentan el coste del crudo entregado para las refinerías, especialmente para productos de márgenes ajustados como el diésel en Europa.

El FX y los efectos de contagio en mercados emergentes aparecieron desiguales. Las divisas adyacentes al Golfo se depreciaron modestamente frente al dólar el 28 de marzo, mientras que los diferenciales de crédito soberano de exportadores de petróleo se ampliaron, con CDS sobre un emisor representativo del Golfo subiendo ~18–25 puntos básicos intradía (instantánea de CDS negociables, 28 mar 2026). La reacción asimétrica —más intensa para créditos ligados a commodities y limitada para los soberanos del G7— subraya la segmentación del mercado: la exposición directa al comercio regional y a los flujos de commodities importa más que el contagio de titularidad en la fase inicial de la escalada cinética.

Implicaciones por sector

Energía: El impacto sectorial más inmediato recae sobre compañías upstream y midstream con exposición al Golfo. Las petroleras integradas que operan terminales o refinerías en el Golfo enfrentan riesgo operativo y aumento de costes de seguro; los actores más pequeños y regionales pueden afrontar mayores costes de refinanciación a medida que los diferenciales de crédito se reprisan. Las refinerías con acceso a grados del Atlántico pueden obtener una ventaja relativa frente a las que dependen de crudos medio-ácidos del Golfo, provocando una divergencia temporal en los crack spreads. Los traders deben observar el diferencial en la disponibilidad de insumos y el potencial de arbitraje entre los mercados Atlántico y Pacífico.

Transporte y Logística: Las navieras y operadores de tankers y líneas de contenedores deben afrontar desvíos, tiempos de navegación más largos y mayores primas de seguro. Una estimación conservadora de corredores de la industria el 28 de marzo sugirió que el desvío por el Cabo de Buena Esperanza para algunos viajes de petroleros podría añadir 7–10 días al tránsito, aumentando materialmente los costes equivalentes de fletamento por tiempo (TCE) para fixtures spot. Esto se traduce en mayores entregados