El 29 de septiembre de 2026, el Brent cerró en 102,59 dólares por barril, con una caída diaria del 2,5%, después de que el mercado detectara señales de recuperación de las exportaciones de petróleo de Oriente Medio, aunque el conflicto y los riesgos para la navegación seguían presentes.
El movimiento resume una característica esencial del mercado: el petróleo no sube simplemente porque aparezca la palabra «guerra». El precio depende de cuántos barriles desaparecen físicamente, del riesgo de que se pierda más oferta, de los costos de transporte, de los inventarios disponibles, de la producción o las rutas alternativas y, finalmente, de cuánto consumo resiste cuando el petróleo se encarece.
Por eso la pregunta no es solo si un conflicto geopolítico puede encarecer el petróleo. Es hasta dónde puede empujar el precio, quién absorbe el costo y quién puede beneficiarse de precios más altos.
El petróleo no se mueve por un solo mecanismo
Cuando un conflicto afecta regiones productoras o rutas de transporte, el mercado suele reaccionar a través de al menos tres mecanismos distintos.
El primero es Physical Supply Disruption (interrupción física de la oferta). Puede incluir producción cerrada, puertos o oleoductos fuera de servicio, menos buques capaces de usar una ruta clave o sanciones que retiren barriles del mercado negociable. Si menos petróleo llega realmente a los compradores, el mercado físico se estrecha y aparece una razón fundamental para que suba el precio.
El segundo es la Geopolitical Risk Premium (prima de riesgo geopolítico). El precio puede subir antes de que se pierda oferta real porque compradores, operadores y comerciantes deben valorar la posibilidad de futuras interrupciones. Puede aumentar la demanda de inventarios, subir el flete y el seguro y elevar la compensación exigida por asumir riesgo.
Un estudio del Banco Mundial de 2026 estima que, durante un Geopolitical Oil Supply Shock (shock de oferta petrolera asociado a riesgo geopolítico), el precio responde con más fuerza a las pérdidas de producción que durante un shock de oferta genérico. En el modelo del informe, una caída del 1% de la producción asociada a un shock geopolítico va seguida, en promedio, de un aumento máximo del precio cercano al 11,5%.
Ese 11,5% no es una fórmula de previsión. No debe multiplicarse mecánicamente por una pérdida futura de producción para obtener un precio objetivo, porque cambian el tamaño del evento, los inventarios, la capacidad ociosa, la demanda y la respuesta del mercado. El resultado muestra más bien que, con riesgo geopolítico elevado, la incertidumbre y la conducta preventiva pueden amplificar la reacción del precio más allá de la pérdida física observada en ese momento.
El tercer mecanismo funciona en dirección contraria: Demand Destruction (destrucción de demanda). Si el precio alto hace que hogares y empresas reduzcan el uso o cambien a alternativas, disminuyen algunos desplazamientos, se ajustan procesos industriales, se sustituyen combustibles y la actividad económica puede enfriarse. Una demanda más débil limita la presión alcista.
2026 muestra por qué importan más los barriles físicos que los titulares
Antes de la crisis de 2026, el estrecho de Ormuz era una de las rutas energéticas más importantes del mundo. La EIA de Estados Unidos estima que en el primer semestre de 2025 transitaban por allí unos 20,9 millones de barriles diarios de petróleo y productos, equivalentes a cerca del 20% del consumo mundial de líquidos petroleros y alrededor de una cuarta parte del comercio marítimo mundial de petróleo.
Los datos trimestrales muestran la magnitud de la interrupción. La EIA estima que los flujos por Ormuz cayeron de unos 21,6 millones de barriles diarios en el cuarto trimestre de 2025 a 14,9 millones en el primer trimestre de 2026 y a solo 4,9 millones en el segundo. La agencia también advierte que las cifras de 2026 se revisan con frecuencia porque las señales AIS de seguimiento de buques en la zona se volvieron especialmente poco fiables después de finales de febrero.
El Banco Mundial estima que la oferta mundial de petróleo cayó unos 10 millones de barriles diarios en marzo y describe el episodio como el mayor shock de oferta petrolera de su base de datos. El Brent pasó de alrededor de 72 dólares por barril a finales de febrero a cerca de 118 dólares a finales de marzo. No fue solo un cambio de expectativas: hubo una gran pérdida física de oferta.
Aun así, existían rutas alternativas. Arabia Saudita podía transportar crudo por el East-West Pipeline hacia el mar Rojo, mientras que Emiratos Árabes Unidos disponía de un oleoducto hasta Fujairah, fuera de Ormuz. Antes de la crisis, la EIA estimaba una capacidad adicional conjunta de desvío de unos 4,7 millones de barriles diarios. Ayudaba a reducir el daño, pero estaba muy lejos de sustituir el flujo normal por Ormuz.
¿Por qué el precio no subió sin límite?
Si se mira solo la oferta perdida, la crisis de 2026 podría haber llevado el petróleo mucho más arriba. Pero el mercado global contaba con varios amortiguadores.
El FMI identifica tres grandes mecanismos entre marzo y mayo: menor demanda, especialmente en Asia; producción fuera del Golfo superior a lo previsto; y retiros de inventarios comerciales y reservas estratégicas.
A finales de mayo, el FMI estimaba que más de 1.100 millones de barriles de crudo no habían llegado al mercado respecto de la trayectoria esperada antes de la interrupción. Sin embargo, tras el salto inicial, el crudo pasó un tiempo alrededor de 90 – 100 dólares por barril.
Mirar solo el precio puede dar la impresión de que el mercado absorbió el shock casi sin costo. En realidad, parte de la carga se trasladó a menores inventarios, mayor producción en otras regiones, menor consumo y medidas gubernamentales para suavizar el precio al consumidor.
En agosto, esos amortiguadores eran menores. La IEA informó que los inventarios mundiales observados cayeron otros 95 millones de barriles en agosto, llevando el descenso acumulado desde febrero a 507 millones de barriles, o 2,8 millones diarios en promedio. Su informe de septiembre estimó además que más de 10 millones de barriles diarios de producción del Golfo seguían cerrados por riesgos de seguridad.
Por eso el petróleo no tiene que saltar con cada nuevo titular de conflicto. Pero cuanto más se gastan los amortiguadores, más vulnerable queda el mercado ante la siguiente interrupción.
El costo va mucho más allá de la gasolinera
Para los importadores netos de petróleo, el primer impacto es la factura de importación. Si la misma cantidad de energía cuesta más, queda menos poder de compra para otros bienes y servicios del exterior o se necesita más divisa para pagar la energía.
En economía esto se relaciona con los Terms of Trade (términos de intercambio, la relación entre precios de exportación e importación). Si la energía importada se encarece más rápido que las exportaciones de un país, el importador de petróleo pierde poder adquisitivo a escala nacional.
El análisis basado en modelos del External Sector Report 2024 del FMI encuentra que un Negative Oil Supply Shock (shock negativo de oferta petrolera) tiende, en promedio, a deteriorar la cuenta corriente de los importadores de energía y se asocia con menores ingresos reales, consumo, inversión y producción. El efecto varía según la dependencia de las importaciones energéticas, las condiciones cambiarias, el espacio fiscal y la capacidad de respuesta de la política económica.
Los hogares pueden sentirlo mediante combustible, transporte, electricidad, alimentos y bienes que requieren energía para producirse o distribuirse. Empresas intensivas en combustible, como transporte, aviación, logística o manufactura, y compañías con poco poder de fijación de precios pueden sufrir primero una compresión de márgenes.
Los precios minoristas tampoco reflejan inmediatamente el mercado mundial en todos los países. Los gobiernos pueden utilizar subsidios, rebajas fiscales o precios administrados. El IMF Working Paper 2026/148, con datos internacionales y modelos de Local Projections, encuentra que el traspaso del precio internacional al combustible minorista varía por región, condición de importador o exportador y política de precios. El costo no desaparece: parte puede trasladarse de los consumidores al presupuesto público.
La inflación puede convertirse en un costo de segunda ronda
La energía más cara eleva directamente la inflación. La pregunta más importante es si el shock se extiende a un conjunto más amplio de precios, salarios y expectativas de inflación.
El BIS señala que la propagación de un Energy Shock (shock energético) depende de la estructura económica, la inflación inicial, el tamaño y persistencia del shock y de los Second-round Effects (efectos de segunda ronda) que transmiten el costo energético a otros precios y salarios. La respuesta monetaria debe considerar tanto la persistencia de la inflación como el daño al crecimiento.
Si el shock energético es temporal, subir los tipos no produce más petróleo ni reabre una ruta marítima. Pero si el shock se incorpora a precios, salarios y expectativas, los bancos centrales pueden necesitar mantener una política más restrictiva durante más tiempo.
En algunas economías, los consumidores pueden afrontar así dos capas de costo: energía más cara y condiciones financieras más estrictas durante más tiempo si la inflación persiste.
¿Realmente ganan los exportadores de petróleo?
Algunos sí, pero no todos. Si un productor puede seguir exportando normalmente, un precio mayor eleva el ingreso por barril y puede mejorar la balanza comercial y los ingresos públicos. El FMI señala que los países que pudieron seguir exportando petróleo y gas sin interrupción afrontaron menores vientos en contra durante la crisis de 2026.
Los productores fuera de la zona de conflicto también pueden beneficiarse de precios altos y mayor cuota de mercado si tienen capacidad disponible. Al principio de la crisis, el aumento de producción fuera del Golfo ayudó a cubrir parte del déficit mundial.
Pero un exportador puede perder ingresos aun con precios internacionales altos si su infraestructura es atacada, sus puertos cierran, su producción queda suspendida o el petróleo no puede llegar al comprador. Los ingresos dependen de precio x volumen vendido.
Por eso llamar «ganadores» a todos los exportadores de petróleo borra las diferencias fundamentales.
Las rutas de transporte forman parte del precio del petróleo
Otro costo que las cifras de producción pueden ocultar es el flete y el seguro. Cuando una ruta principal se vuelve peligrosa, los exportadores pueden recurrir a oleoductos u otros puertos, pero la alternativa no es gratuita y puede tener sus propios riesgos. Reuters informó el 24 de septiembre, citando cotizaciones del mercado de seguros, que el war-risk insurance de buques vinculados a Arabia Saudita que utilizaban Yanbu había subido a alrededor del 3% del valor del barco y podía alcanzar el 7% en algunos puertos más próximos a Yemen. Eran cotizaciones de mercado que podían cambiar rápidamente, no tarifas fijas para todo el sector.
Por eso «hay petróleo» no equivale a «el petróleo puede llegar al comprador al mismo costo». El 29 de septiembre el petróleo cayó cuando las exportaciones regionales se recuperaron y aumentó el flujo por el East-West Pipeline y Yanbu. Es un ejemplo de cómo el Physical Flow (flujo físico entregado) puede bajar o subir el precio incluso cuando el riesgo geopolítico sigue elevado.
La historia ofrece lecciones, no una fórmula
La crisis petrolera de 1973, la Revolución iraní de 1978 – 1979, la invasión iraquí de Kuwait en 1990, la guerra civil de Libia en 2011 y la invasión rusa de Ucrania en 2022 son episodios en los que el mercado tuvo que reevaluar el riesgo de oferta.
El estudio del Banco Mundial encuentra que, cuando las pérdidas de oferta están ligadas al riesgo geopolítico, el precio tiende a reaccionar con más fuerza que ante una reducción ordinaria, porque el mercado valora tanto los barriles que faltan hoy como el riesgo de que falten más mañana.
Pero cada comparación exige cautela. Un episodio puede comenzar con inventarios altos y otro con existencias bajas. OPEC+ y productores no OPEC pueden tener distinta capacidad ociosa. La economía mundial puede estar débil y reducir demanda, o los gobiernos pueden liberar reservas estratégicas. Por eso, titulares geopolíticos similares no producen necesariamente el mismo resultado para el petróleo.
¿Qué conviene observar para saber si la presión aumenta o disminuye?
Conviene empezar por cuánto petróleo sale realmente de la región afectada, no solo por las declaraciones políticas. Si se recuperan las exportaciones y las rutas marítimas, el precio puede bajar antes de que termine el conflicto.
También importan los inventarios. Los retiros continuos dejan menos protección y hacen más grave la siguiente interrupción.
Otro indicador útil son los fletes, las tarifas de petroleros y el war-risk insurance. Indican si el riesgo geopolítico ya se está convirtiendo en un costo real de comerciar y entregar petróleo.
A esto se suma la producción fuera de la región afectada, las decisiones de OPEC+ y los Refinery Margins (márgenes de refinación), especialmente en diésel. Finalmente, la demanda mundial. Si el precio alto reduce rápidamente el consumo, la propia demanda empieza a limitar la presión alcista.
No hay una sola cifra que responda hasta dónde puede llevar una guerra el precio del petróleo.
El petróleo puede permanecer alto durante más tiempo cuando la pérdida física de oferta dura, los inventarios y la capacidad de reemplazo son insuficientes y la demanda aún no cae lo necesario. A la inversa, si se recuperan las rutas de exportación, otros productores añaden oferta y el precio alto debilita la demanda, el petróleo puede bajar aunque el riesgo geopolítico continúe.
Para consumidores y economías importadoras, el costo de la crisis no se mide solo por el precio de un barril. Incluye fletes, inflación, presupuesto público y un crecimiento potencialmente más débil. Y quienes tienen más posibilidades de beneficiarse no son «todos los exportadores», sino los productores que conservan barriles, rutas de exportación y capacidad para vender más en un mercado ajustado.
