Los nuevos (des)equilibrios del mercado del petróleo

A raíz del conflicto en Oriente Próximo y el cierre casi total del estrecho de Ormuz durante los últimos tres meses, el precio del petróleo se ha situado cerca de los 103 dólares por barril en el promedio de mayo, mientras que los futuros con vencimiento a 6-12 meses han fluctuado entre los 80 y 95 dólares por barril, manteniendo una curva de precios con una pendiente fuertemente negativa.1

En los últimos meses, los flujos de crudo procedentes del Golfo han caído desde 20 millones de barriles al día (mb/d) a 8 mb/d, como resultado del desplome de los flujos por Ormuz (de 16 mb/d a menos de 2 mb/d), solo parcialmente compensado mediante la redirección de flujos hacia rutas alternativas, entre las que destaca el puerto de Yanbu, en el Mar Rojo (véase el segundo gráfico). En este contexto, la producción mundial de petróleo ha caído desde unos 106-108 mb/d hasta cerca de 95 mb/d en abril, lo que indica que la caída de la producción en los países del Golfo solo ha sido modestamente compensada por un aumento de la producción en otras geografías. Al mismo tiempo, el consumo global se ha mantenido relativamente estable, en torno a los 103 mb/d en marzo y abril (frente a unos 104 mb/d en 2025), lo que apunta a una caída de la demanda todavía limitada, concentrada sobre todo en algunos países asiáticos y en algunos productos refinados.2 De esta manera, el mercado mundial de petróleo ha pasado de un excedente de oferta de petróleo (crudo y productos refinados) cercano a los 2,0 mb/d3 a un déficit superior a 8 mb/d. La clave para amortiguar este déficit ha sido la utilización de los inventarios.

Los inventarios de petróleo pueden dividirse en cuatro capas. La primera es el petróleo almacenado en buques, parados o en tránsito, y es conocido como «petróleo en el agua». Por su rápida disponibilidad, se considera la primera capa que suele dar flexibilidad al mercado. En segundo lugar, están los inventarios comerciales. Estos se refieren a las existencias de crudo y derivados en manos del sector privado –como compañías petroleras, refinerías y operadores logísticos–, que se utilizan para el funcionamiento habitual del mercado. Su evolución es un indicador clave de equilibrio, ya que responde a los incentivos económicos generados por las condiciones de oferta y demanda. Por ello, su seguimiento resulta fundamental para evaluar tensiones en el sector y anticipar movimientos en los precios del petróleo. En tercer lugar, están las reservas estratégicas de petróleo (SPR, por sus siglas en inglés), sobre todo de crudo, gestionadas por los gobiernos con el objetivo de reforzar la seguridad energética y hacer frente a situaciones excepcionales, como interrupciones graves del suministro, conflictos geopolíticos o desastres naturales. A diferencia de los inventarios comerciales, estas reservas no se utilizan para fines operativos habituales, sino que se liberan de forma deliberada para estabilizar el mercado y mitigar el impacto de shocks de oferta.4 Por ello, constituyen una herramienta clave de política energética, con capacidad para influir temporalmente en la oferta global y en la evolución de los precios del petróleo. Por último, están los «mínimos operativos», necesarios para mantener el funcionamiento físico del mercado. Como último «colchón» del mercado de petróleo, entre las tres capas anteriores y estos mínimos operativos, se sitúan los escenarios de destrucción de demanda, donde el sistema de precios se convierte en el principal mecanismo de equilibrio, enfriando el consumo para evitar que las existencias caigan hasta niveles críticos.5

Los inventarios comerciales de petróleo de los países de la OCDE siguen dentro de su rango histórico. A finales de abril, se situaban justo por debajo de los 2.700 millones de barriles, frente a un promedio cercano a los 2.900 millones en la última década. Pero su rápida reducción (–150 millones de barriles entre marzo y abril) implica que, al ritmo actual, las existencias comerciales podrían acercarse a niveles críticamente reducidos en el 3T. Incluso bajo el supuesto (benigno) de una rápida reanudación de la producción mundial de petróleo desde junio, que retomaría su nivel previo al conflicto a finales del 4T 2026, las existencias comerciales de la OCDE podrían tocar mínimos históricos en junio y llegar a los 2.400 millones de barriles en el 3T, volviendo a normalizarse lentamente a partir de ahí. Esta disminución del nivel de inventarios comerciales implica una mayor probabilidad de repuntes no lineales de los precios en los próximos meses. Además, aquellos países (y productos) más dependientes de los suministros energéticos procedentes de los países del Golfo, y cuyas reservas son más limitadas, seguirán manteniendo una situación de mayor vulnerabilidad.6

A modo ilustrativo, otros escenarios podrían resultar en mayores desequilibrios en el mercado. Por un lado, la disrupción a corto plazo podría ser mayor de lo previsto, si las negociaciones entre Irán y EE. UU. no permiten una recuperación de los flujos a partir de junio, lo que llevaría a los inventarios a registrar mínimos aún más bajos durante los próximos meses. Por otro lado, la recuperación de la producción global de petróleo podría ser más gradual de lo esperado, por ejemplo, por unos daños mayores a lo esperado en infraestructuras petrolíferas en el golfo Pérsico o por dificultades de recuperar los flujos de navegación por el estrecho de Ormuz hacia niveles preconflicto, lo que implicaría unos niveles de existencias más bajos durante más tiempo. Dada la elevada correlación entre los precios del Brent y los inventarios comerciales, estos escenarios implicarían unas tensiones de precios todavía más elevadas en los próximos años.7