Petróleo a $150–$200/bbl si Hormuz queda casi cerrado

La previsión del 31 de marzo de 2026 de Fereidun Fesharaki de que el petróleo podría subir a $150-$200 por barril en cuestión de semanas si el Estrecho de Hormuz permanece en un estado de «casi cierre» ha vuelto a centrar la atención del mercado en el riesgo asociado a los cuellos de botella y en la seguridad energética global (Bloomberg, 31 mar 2026). La proyección, articulada en "Insight con Haslinda Amin", es directa en cuanto a su inmediatez: una interrupción sostenida de las exportaciones a través del corredor de Hormuz —que históricamente transporta aproximadamente 21 millones de barriles por día de flujos petroleros marítimos (U.S. EIA, 2024)— apretaría materialmente unos mercados físicos ya constreñidos. Una subida a $150–$200 representaría un cambio cualitativo respecto a los rangos de negociación recientes y tendría pronunciadas implicaciones fiscales y macroeconómicas para países importadores de petróleo, mercados y carteras. Este artículo diseca las dinámicas de oferta subyacentes, cuantifica la posible respuesta del mercado usando datos disponibles y expone consideraciones prácticas para inversores institucionales y participantes del mercado.

Contexto

El Estrecho de Hormuz se sitúa en el centro de la logística mundial del crudo: en informes recientes, la Administración de Información Energética de EE. UU. (U.S. EIA) estimó que aproximadamente 20–21 millones de barriles por día de petróleo y líquidos transportados por mar cruzaron el cuello de botella en 2023–24, equivalentes a cerca del 20% de los flujos petroleros globales y casi el 20% del consumo global de combustibles líquidos (EIA, 2024). Los escenarios de interrupción difieren según la duración y el alcance: un cierre de 48 horas produce retrasos de navegación y efectos en márgenes a corto plazo, mientras que un «casi cierre» de varias semanas comprime las exportaciones marítimas y fuerza racionamientos aguas abajo y reducciones en la actividad de las refinerías. Los responsables políticos y los formadores de mercado descuentan tanto la tensión física como la volatilidad financiera; las curvas de futuros, los índices de volatilidad y las tarifas de transporte se ajustan rápidamente una vez que se percibe una interrupción de suministro creíble. La afirmación de Fesharaki es notable porque superpone una proyección de precio agresiva sobre un mecanismo históricamente validado —déficits de suministro inducidos por cuellos de botella— en lugar de apoyarse únicamente en narrativas de la demanda.

El telón de fondo macroeconómico más amplio amplifica el posible shock. El consumo mundial de líquidos se ha recuperado desde la pandemia y, según la Agencia Internacional de la Energía, promedió aproximadamente 101 millones de barriles por día en 2024 (IEA, 2025), dejando relativamente poca capacidad de reserva para absorber una pérdida repentina de exportaciones. La capacidad de producción excedente de crudo de la OPEC+ en trimestres recientes ha sido escasa en términos históricos; los informes de la IEA y la OPEP en 2025–26 señalaron que la capacidad excedente colectiva estaba concentrada en un puñado de productores y a menudo por debajo de 3–4 mb/d, frente al colchón de 6–10 mb/d observado en ciclos más tranquilos (OPEC Monthly Oil Market Report, 2025). En resumen: el sistema carece de un mecanismo profundo y rápido de sustitución para una interrupción de varios millones de barriles por día originada en el Golfo.

El precedente histórico es instructivo. Han ocurrido picos de precios vinculados a interrupciones de rutas de suministro anteriormente: la revolución iraní de 1979 y la invasión de Irak en 1990 produjeron shocks de varios meses y dislocaciones económicas, y el Brent superó brevemente el umbral de $147/bbl en 2008 durante un período de fuerte demanda y capacidad de reserva limitada (series históricas de precios de Bloomberg). Esos episodios diferían en la elasticidad de la demanda, los colchones de inventario globales y la estructura de los mercados financieros; sin embargo, el coste económico de picos breves pero severos fue visible en la inflación, el endurecimiento de la política y la destrucción de demanda. Por lo tanto, los inversores y los comités de riesgo deberían tratar la proyección de Fesharaki como un escenario digno de planificación de contingencia más que como una previsión probabilística.

Profundización de datos

El rango de $150–$200/bbl de Fesharaki está anclado a un escenario en el que las exportaciones marítimas a través de Hormuz caen materialmente por debajo de la línea base de ~20–21 mb/d informada por la EIA (2024) durante un período prolongado. Si, por ejemplo, se recortaran 8–10 mb/d de flujos durante varias semanas, el mercado a corto plazo vería inmediatamente escaseces físicas en relación con las necesidades de entrada de las refinerías; esta escala de interrupción es consistente con movimientos de precios que empujarían las curvas a plazo mucho más allá de las estructuras actuales de backwardation o contango. Desde el punto de vista financiero, los futuros del Brent y del WTI del mes de vencimiento inmediato probablemente experimentarían un fuerte gap al alza, la volatilidad implícita se dispararía (como se ha visto en incidentes previos donde el Índice de Volatilidad del Petróleo Crudo de la CBOE aumentó varios cientos de por ciento en el transcurso de la semana) y los diferenciales prompt probablemente se ensancharían en decenas de dólares por barril.

Cuantificación de elasticidades: con la demanda mundial en ~101 mb/d y los inventarios comerciales de la OCDE rondando los promedios de cinco años a finales de 2025 (IEA y agencias nacionales), un déficit de 8 mb/d no puede sustituirse de forma trivial. Históricamente, las respuestas de precio a shocks de suministro de 5–10 mb/d han variado; por ejemplo, el pico de 2008 reflejó no solo suministros perdidos sino también flujos especulativos y capacidad de refinación constreñida; pero en un mercado con escasa capacidad de reserva, la respuesta de primer orden del precio es grande. Los indicadores de transporte corroboran la severidad subyacente: los retrasos en el tránsito del Estrecho aumentan los días por tanque y las tarifas de fletamento; los índices Baltic Clean y Dirty históricamente saltaron entre un 30% y un 200% en interrupciones agudas, elevando aún más los costes entregados para los importadores.

Las variables de política también importan numéricamente. La Reserva Estratégica de Petróleo (SPR) de EE. UU. en 2025 se situó en aproximadamente 340 millones de barriles (informes del U.S. DOE/EIA), un stock que podría mitigar un shock de corta duración si se realizaran liberaciones coordinadas, pero dichas liberaciones son limitadas en relación con los flujos diarios globales y solo compensarían parcialmente un colapso de exportaciones de varias semanas. De modo similar, los lotes de liberación internacionales (p. ej., liberaciones coordinadas de la IEA) están limitados por los límites de los tratados y la voluntad política; una liberación coordinada de 60 días a una tasa nominal de 3 mb/d eliminaría ~180 millones de barriles de las reservas, dejando aún tensiones estructurales si los flujos marítimos permanecieran restringidos. Por tanto, la aritmética de las reservas frente a los flujos perdidos refuerza la plausibilidad —aunque no la certeza— del escenario de rango superior planteado por Fesharaki.

Implicaciones sectoriales

Un aumento de precios hacia $150–$200/bbl crearía asy