Precios del petróleo suben a máximos de varios años

Párrafo principal

Contexto

Los precios globales del petróleo y la gasolina han escalado a niveles no vistos en varios años, obligando a los responsables de las políticas y a los participantes del mercado a revaluar la resiliencia del suministro a corto plazo y la estrategia de reservas estratégicas. Bloomberg publicó un video el 22 de marzo de 2026 con Dustin Meyer, vicepresidente sénior de Política, Economía y Asuntos Regulatorios del American Petroleum Institute, quien instó al uso rápido de la Reserva Estratégica de Petróleo (SPR) para mitigar los picos de precios (Bloomberg, 22 mar 2026). Las pantallas de cotización mostraron al crudo Brent cotizando cerca de $105 por barril el 20 de marzo de 2026, y los futuros spot de gasolina en EE. UU. estaban materialmente por encima de sus promedios móviles de 12 meses, ejerciendo presión inmediata sobre los precios al consumidor y los márgenes de refinación (datos de precios de Bloomberg, 20 mar 2026). El aumento sigue a una secuencia de choques geopolíticos en Oriente Medio y al ajuste a la baja de inventarios nominales en hubs de almacenamiento clave, lo que reavivó el debate sobre liberaciones coordinadas de reservas estratégicas y el papel de la disciplina de producción de la OPEP+.

Los participantes del mercado han reaccionado rápidamente: los operadores están incorporando primas de riesgo de guerra más elevadas en fletes y seguros; los cronogramas de refinación se están recalibrando; y las curvas a plazo se han empinado, indicando escasez elevada a corto plazo. El movimiento actual marca la subida de precios más sostenida desde los picos provocados por choques observados en 2022, cuando el Brent superó brevemente los $120/bbl tras la guerra entre Rusia y Ucrania. A diferencia de 2022, el episodio actual está impulsado por hostilidades regionales concentradas que afectan el riesgo de tránsito por el Estrecho de Ormuz y por un colchón de la SPR más reducido después de múltiples liberaciones de EE. UU. en los últimos tres años. Para los inversores institucionales, estas dinámicas requieren evaluar el riesgo de duración y la transmisión entre commodities —desde crudo a productos refinados y hacia las expectativas de inflación.

El marco de respuesta política ha cambiado respecto a episodios pasados. El llamado público del API el 22 de marzo para el acceso inmediato a la SPR subraya la presión sobre los responsables de la política de EE. UU. para actuar con rapidez; históricamente, las liberaciones coordinadas han tenido una eficacia mixta para reducir los precios a medio plazo y a menudo sirven para aplanar picos en lugar de cambiar los equilibrios estructurales. La SPR en sí es un colchón finito: el Departamento de Energía de EE. UU. informó aproximadamente 350 millones de barriles en custodia a principios de 2026, lejos de los picos históricos, lo que limita el volumen y la duración de cualquier liberación unilateral (datos públicos del DOE de EE. UU., mar 2026). Esa restricción cambia el cálculo tanto para productores como para consumidores y aumenta la probabilidad de que los participantes del mercado busquen fuentes alternativas de suministro o medidas políticas para gestionar los impactos sobre los precios domésticos.

Análisis de Datos

Tres puntos de datos enmarcan la dinámica actual de precios. Primero, la entrevista de Bloomberg del 22 de marzo de 2026 captó la urgencia del API respecto al uso de la SPR y destacó el potencial de presión alcista prolongada si el conflicto regional continúa (Bloomberg, 22 mar 2026). Segundo, los precios publicados muestran a Brent cerca de $105/bbl el 20 de marzo de 2026 (datos de precios de Bloomberg), un nivel aproximadamente 15–25% por encima del promedio móvil de 12 meses al inicio de marzo de 2026, dependiendo del comparador utilizado. Tercero, los informes públicos de inventarios comerciales de crudo y productos de la Administración de Información de Energía de EE. UU. (EIA) han señalado descensos; el informe semanal más reciente de la EIA indicó una caída semana a semana en inventarios de crudo de aproximadamente 4–5 millones de barriles para la semana que terminó a mediados de marzo de 2026 (estado semanal de petróleo de la EIA, mar 2026). Estos tres puntos de datos subrayan un mercado físico ajustado junto con primas de riesgo elevadas.

La estructura por plazos de los precios está señalando tensión. El diferencial Brent-WTI en el front-month se estrechó mientras que la backwardation a 1–6 meses se amplió, consistente con escasez a corto plazo y demanda por barriles físicos inmediatos. Los márgenes de refinación en el Golfo de EE. UU. y el Noroeste de Europa se ampliaron por cracks más fuertes de gasolina y diésel; los cracks de gasolina en EE. UU. aumentaron de forma material respecto al trimestre precedente, reflejando corridas de refinería restringidas y una demanda más fuerte de productos ligeros por la temporada de conducción de primavera en el hemisferio norte. Desde una perspectiva estacional, el movimiento está impulsado tanto por la demanda como por la oferta: los refinadores típicamente intensifican el mantenimiento en el primer trimestre, reduciendo las corridas justo antes de una demanda estacionalmente mayor de gasolina en primavera/verano, lo que amplifica la sensibilidad de los precios a las interrupciones del suministro.

El comportamiento comparativo subraya el riesgo relativo. En términos interanuales, el Brent cotiza marcadamente por encima de los niveles de marzo de 2025 —aproximadamente un 20% más respecto al mismo periodo del año anterior— mientras que el crecimiento de la demanda global de combustibles líquidos para 2026 ha sido revisado modestamente al alza por la Agencia Internacional de la Energía para reflejar un consumo resiliente en mercados fuera de la OCDE (IEA Oil Market Report, T1 2026). Frente a pares, los precios del gas natural han mostrado menos correlación en este episodio, reflejando fundamentos de almacenamiento y demanda separados, pero los mercados de carbón y GNL serán observados por una posible sustitución entre combustibles si el petróleo mantiene niveles de precios elevados. Estos datos sugieren un choque multivectorial más que una disrupción de suministro puntual.

Implicaciones por Sector

Los productores upstream verán mejorar los ingresos a corto plazo a medida que suben las realizaciones spot, pero las decisiones de capex (gasto de capital) y crecimiento de volúmenes dependerán de las evaluaciones de la dirección sobre el riesgo de duración y la exposición a sanciones. Los productores con producción flexible de ciclo corto (operadores de shale en EE. UU.) pueden responder más rápido, pero su capacidad para añadir barriles globales significativos en el corto plazo está limitada por los costos de servicios, la capacidad de transporte (takeaway) y los permisos ambientales. Las compañías petroleras internacionales equilibrarán los retornos para accionistas frente a las necesidades de reinversión; aquellas con operaciones integradas en downstream pueden beneficiarse de protección de márgenes en refinación, mientras que transportistas y proveedores logísticos afrontan costes de riesgo de guerra más altos.

Los refinadores afrontan un resultado bifurcado: suministros de crudo ajustados y cracks de producto en ampliación pueden impulsar el EBITDA de refinación a corto plazo, pero un crudo sostenido por encima de $100/bbl corre el riesgo de erosionar márgenes si los cracks se normalizan o si la demanda cae. Las tendencias de utilización de refinerías y los calendarios de mantenimiento seguirán siendo factores determinantes para la sensibilidad de márgenes y la disponibilidad de producto físico ante nuevas interrupciones.