¿Hacia la crisis monetario-energética?

I. EL ERROR DE CÁLCULO FUNDAMENTAL

La teoría económica moderna considera la energía como un factor de producción: importante, sin duda, pero sustituible mediante capital y tecnología suficientes. Esta suposición, presente en todas las funciones de producción Cobb-Douglas que se enseñan en los programas de posgrado de todo el mundo, está a punto de revelarse como la falacia más peligrosa del siglo XXI.

La evidencia es matemática, no ideológica. En septiembre de 2025, la oferta monetaria M2 de Estados Unidos ascendía a 22,21 billones de dólares, lo que representa un aumento del 40 % con respecto a los niveles prepandemia. Durante este mismo período, la producción mundial de petróleo se mantuvo prácticamente sin cambios en aproximadamente 100 millones de barriles diarios. Al calcular la relación entre el precio del petróleo crudo West Texas Intermediate y la oferta monetaria M2, obtenemos 0,00259, una cifra que coincide, con una precisión asombrosa, con los mínimos de 1998, 2016 y 2020.

Cada evento previo precedió a interrupciones del suministro y explosiones de precios de entre el 150 % y el 200 % en un período de 18 a 24 meses. Pero el paralelismo es engañoso. La divergencia actual no es cíclica, sino estructural, y representa algo sin precedentes en los 165 años de historia de la economía petrolera moderna: la colisión entre las demandas monetarias infinitas y la realidad termodinámica finita.

II. LA ESPIRAL DE LA MUERTE DE EROI

El Retorno de la Inversión Energética (EROI) —la relación entre la energía obtenida y la energía gastada en la extracción— es la métrica más importante que nunca se ha abordado en los medios financieros. Los yacimientos petrolíferos convencionales descubiertos entre las décadas de 1930 y 1960 arrojaron ratios de EROI de 100:1. Para la década de 1990, este porcentaje se había reducido a 30:1 para los nuevos descubrimientos convencionales. Las cifras actuales revelan un sistema que se acerca a la criticidad: las aguas profundas marinas tienen un promedio de 10:1, mientras que las formaciones marginales de esquisto en EE. UU. se han reducido a 5:1.

El umbral para el mantenimiento de la civilización industrial, según la investigación en economía biofísica dirigida por el Dr. Charles Hall en la Universidad Estatal de Nueva York (SUNY), se sitúa aproximadamente en 10:1. Por debajo de esta proporción, una proporción cada vez mayor de la producción bruta de energía debe reinvertirse en el propio sistema energético, lo que deja menos para la economía en general. Con una proporción de 3:1, la extracción de petróleo se vuelve energéticamente negativa para aplicaciones no relacionadas con el transporte: se consume más energía extrayendo y refinando el barril de la que este contiene.

La trayectoria actual sitúa la EROI promedio ponderada de EE. UU. entre 8 y 9:1, con una disminución anual de aproximadamente un 3 % a un 5 % a medida que se agota la superficie de esquisto de Nivel 1. La Cuenca Pérmica, que representa el 40 % de la producción estadounidense, cuenta con menos de cinco años de inventario de perforación premium restante al ritmo actual de desarrollo. Los operadores se ven cada vez más obligados a operar en formaciones rocosas de Nivel 2 y Nivel 3 con una productividad significativamente menor y curvas de declive más pronunciadas.

Esta no es una crisis de producción, sino una crisis energética. La producción bruta podría mantenerse estadísticamente estable mientras que la energía neta suministrada a la economía colapsa. La divergencia entre estas dos métricas, invisible para el análisis de mercado convencional, explica por qué el gasto de capital se ha mantenido deprimido a pesar de unos precios del petróleo aparentemente adecuados.

III. LA HAMBRE DE CAPITAL

La inversión global en exploración y producción de petróleo y gas en 2024 alcanzó aproximadamente 590 000 millones de dólares, según la Agencia Internacional de la Energía (AIE), una cifra que parece considerable hasta que se contextualiza. Ajustada a la inflación, esto representa una disminución del 59 % con respecto al máximo de 880 000 millones de dólares de 2014 en términos reales. Más críticamente, la AIE estima que el 90 % de la inversión actual simplemente compensa las tasas de declive natural de los yacimientos, con un flujo de capital prácticamente nulo hacia la expansión neta de la capacidad.

El déficit es acumulativo e irreversible. Desde 2015, la industria ha invertido entre 60.000 y 80.000 millones de dólares anuales menos de lo necesario para mantener la capacidad disponible y adaptarse al crecimiento de la demanda. Esto representa un déficit de capital acumulado que supera los 700.000 millones de dólares, una inversión que debería haber generado producción para 2027-2030, pero que nunca se desplegó.

El sector offshore revela las consecuencias de forma más cruda. Las decisiones finales de inversión para grandes proyectos fracasaron durante el período 2020-2022, lo que generó un vacío de suministro insalvable en el período 2025-2027. La reactivación de las plataformas de perforación apiladas en frío requiere de 12 a 24 meses y una inversión de capital superior a los 100 millones de dólares por unidad. Fundamentalmente, los astilleros de fabricación en Corea del Sur y Singapur se han reequipado para módulos de GNL y cimentaciones para energía eólica marina. La cadena de suministro especializada para el petróleo en aguas profundas —desde los árboles submarinos hasta los risers de perforación— se ha visto debilitada en favor de la fabricación para la transición energética.

Esto representa una falla de coordinación de proporciones históricas. Las empresas privadas, respondiendo racionalmente a las demandas de los accionistas de disciplina de capital y cumplimiento de los criterios ESG, han invertido de forma insuficiente, lo que garantiza una escasez futura. Sin embargo, ninguna empresa puede justificar individualmente la inversión a largo plazo necesaria para resolver el problema colectivo, sobre todo cuando las señales políticas sugieren un posible varamiento de activos durante el ciclo de vida del proyecto.

IV. LA PARADOJA ENERGÉTICA DE LA IA

La trayectoria del consumo energético del sector tecnológico ha sido subestimada drásticamente por las previsiones tradicionales. La Agencia Internacional de la Energía proyecta que la demanda mundial de electricidad de los centros de datos se duplicará hasta alcanzar aproximadamente los 1000 teravatios-hora para 2026. Sin embargo, este escenario base asume un escalamiento lineal e ignora la dinámica de implementación de inferencias que ahora se está haciendo evidente.

El entrenamiento de modelos de inteligencia artificial de vanguardia como GPT-4 consumió aproximadamente 50.000 megavatios-hora, un gasto único. La inferencia, en cambio, es continua. Implementar estos modelos a escala de motor de búsqueda genera una demanda de carga base persistente que se incrementa con cada usuario y consulta adicional. Si la asistencia de IA se integra en todo el ecosistema informático (teléfonos inteligentes, vehículos, sistemas industriales), el requerimiento de energía no escala linealmente, sino según los efectos de red.

Un modelo conservador, que incorpora las actuales líneas de construcción de centros de datos y los planes anunciados de implementación de IA, sugiere que la demanda de electricidad de este sector podría alcanzar entre 300 y 400 teravatios-hora al año para 2030. Los escenarios agresivos, que suponen curvas de adopción similares a las de los teléfonos inteligentes para los agentes de IA, implican requisitos que se acercan a los 2000 gigavatios de carga continua, lo que supera la capacidad total de la red estadounidense.

La restricción crítica es temporal. Las colas de interconexión a la red en los principales mercados se extienden actualmente de 5 a 7 años. La construcción de centrales nucleares a gran escala requiere de 10 a 15 años desde su aprobación hasta su puesta en servicio. El despliegue de energías renovables se enfrenta a cuellos de botella en el suministro de minerales y a restricciones en el uso del suelo. La brecha entre los plazos de despliegue de la IA (18 a 24 meses) y la disponibilidad de energía estable (5 a 10 años) debe cubrirse mediante generación fósil despachable.

Esto genera una inelasticidad de la demanda sin precedentes. Las empresas tecnológicas se enfrentan a una competencia existencial en el desarrollo de IA. Alphabet, Microsoft, Meta y Amazon pagarán entre 200 y 300 dólares por barril de petróleo equivalente para la generación de respaldo de diésel antes de aceptar una degradación del servicio que ceda la posición de mercado a sus competidores. Los organismos de seguridad nacional, reconociendo que la IA es estratégicamente decisiva, financiarán este gasto mediante subsidios directos si es necesario.

El resultado es una nueva categoría de demanda de petróleo que no responde a la recesión, las campañas de eficiencia ni las señales de precios por debajo del umbral de abandono estratégico. Esto nunca antes había existido en los mercados petroleros.

V. EL AGOTAMIENTO DEL AMORTIGUADOR

Históricamente, el sistema petrolero mundial ha mantenido tres amortiguadores: las reservas estratégicas, la capacidad excedente de la OPEP y el exceso de capacidad de producción de los proveedores no pertenecientes a la OPEP. Los tres están ahora en peligro.

La Reserva Estratégica de Petróleo de EE. UU. contiene 410,9 millones de barriles al 14 de noviembre de 2025, el nivel más bajo desde 1984 y una disminución respecto a un máximo de 726,6 millones de barriles. La liberación de 180 millones de barriles en 2022 para contrarrestar los aumentos repentinos de precios ha limitado la capacidad de intervención de la reserva. Con un ritmo máximo sostenible de liberación de 4,5 millones de barriles diarios, la SPR puede compensar una interrupción importante del suministro durante aproximadamente 90 días antes de alcanzar los niveles mínimos operativos. La degradación de la infraestructura en las propias cavernas de sal requiere reparaciones por más de 100 millones de dólares antes de que pueda comenzar la recarga a gran escala.

Las cifras de capacidad excedente de la OPEP exigen un escepticismo similar. El cártel afirma tener entre 4 y 6 millones de barriles diarios de capacidad de producción excedente. Sin embargo, la capacidad excedente efectiva —definida como barriles adicionales que pueden ponerse en funcionamiento en 90 días y mantenerse— se concentra casi exclusivamente en Arabia Saudita y los Emiratos Árabes Unidos. Estimaciones realistas sitúan la capacidad de aumento sostenible en 2,5 a 3 millones de barriles diarios, no las cifras superiores que se citan comúnmente. Gran parte de la capacidad excedente nominal existe en países con graves limitaciones de infraestructura, inestabilidad política o sanciones que impiden su despliegue real.

El cambio de reserva más significativo se produce en China. Mientras los países occidentales reducían sus reservas, China las acumulaba. El análisis satelital de los parques de tanques y los datos aduaneros sugiere que China añadió 900.000 barriles diarios a sus inventarios estratégicos y comerciales a lo largo de 2025, con aumentos repentinos hasta 1,1 millones de barriles diarios entre abril y agosto. Esto representa la mayor acumulación de reservas en tiempos de paz de la historia, eliminando efectivamente barriles físicos del mercado global que, de otro modo, podrían haber ofrecido resistencia a los precios.

El comportamiento de China revela una sofisticada estrategia energética. Al acumular reservas cuando la relación petróleo/M2 indica una subvaluación histórica, Pekín adquiere la opción de afrontar futuras interrupciones del suministro, a la vez que restringe el mercado físico en el presente. Esto no es especulación, sino teoría de juegos aplicada a la estrategia de recursos.

VI. EL ACELERADOR GEOPOLÍTICO

La flota fantasma, compuesta por buques obsoletos que facilitan el transporte de petróleo autorizado, ha alcanzado su límite de capacidad. Aproximadamente 600 petroleros operan al margen de los sistemas bancarios y de seguros occidentales, en comparación con los 2000 buques de la flota estándar. Los límites de capacidad física —limitados por el acceso a los puertos, la capacidad de transferencia entre buques y la disponibilidad de buques— limitan la capacidad de la flota fantasma a un máximo de aproximadamente 5 millones de barriles diarios, de los cuales actualmente se utilizan entre 3 y 3,5 millones de barriles diarios.

Las nuevas interrupciones del suministro no pueden canalizarse a través de los mercados grises. Se convierten en pérdidas reales para el equilibrio mundial de la oferta.

El riesgo de tránsito por el Estrecho de Ormuz sigue estando sistemáticamente infravalorado. Aproximadamente 20 millones de barriles diarios (el 21 % del consumo mundial) pasan por este cuello de botella. Los precios actuales del WTI y el Brent reflejan una prima de riesgo geopolítico prácticamente nula, a pesar de la escalada de tensiones entre Israel e Irán. Un escenario de cierre, incluso temporal, retiraría más petróleo de los mercados globales del que la OPEP y las reservas estratégicas juntas podrían reemplazar.

El precedente histórico sugiere que los precios se dispararían a entre 130 y 150 dólares por barril en un plazo de 48 a 72 horas tras un incidente en Ormuz, con las operaciones posteriores impulsadas por las tasas de extracción de inventario en lugar del análisis fundamental de la oferta y la demanda. El mercado permanecería en crisis hasta que el estrecho se reabra o la destrucción de la demanda por recesión reduzca el consumo en una cantidad equivalente.

VII. EL FALLO DE COORDINACIÓN

El sistema energético requiere compromisos de capital a largo plazo: de 5 a 7 años para proyectos offshore, de 3 a 5 años para terminales de GNL y de 10 a 15 años para centrales nucleares. Una inversión racional en estos plazos exige confianza en precios sostenidos suficientes para generar rentabilidad a lo largo del ciclo de vida del proyecto.

El mercado da la señal contraria. La curva de futuros del petróleo crudo muestra backwardation (precios a corto plazo superiores a los de largo plazo), lo que indica que el mercado espera que la escasez disminuya con el tiempo. El discurso sobre la política de transición energética sugiere que la demanda de combustibles fósiles alcanzará su punto máximo y luego disminuirá dentro del horizonte de inversión de los nuevos proyectos. Los mandatos de inversión ESG restringen activamente los flujos de capital hacia el desarrollo de hidrocarburos.

El resultado es un equilibrio de Nash con un resultado socialmente subóptimo. Ninguna empresa puede justificar una inversión a largo plazo cuando los accionistas exigen rentabilidades de capital hoy y las señales políticas sugieren un varamiento de activos mañana. Las empresas de servicios no reactivarán equipos sin contratos plurianuales. Los astilleros no reconvertirán su capacidad de fabricación sin carteras de pedidos garantizadas. Los bancos no financiarán proyectos con riesgo de varamiento de activos.

Todos esperan que alguien más invierta. Nadie lo hace. El resultado colectivo es una escasez garantizada, pero la racionalidad individual es inatacable dada la estructura de incentivos.

Esto constituye una falla del mercado en el sentido técnico-económico: una situación en la que la toma de decisiones descentralizada produce resultados peores que la acción coordinada, pero no existe ningún mecanismo para imponer dicha coordinación. Ejemplos históricos incluyen la tragedia de los comunes, el dilema del prisionero en las carreras armamentísticas y las retiradas masivas de fondos de los bancos. La solución suele requerir la intervención del gobierno (subvenciones, reservas estratégicas, inversión directa) o una crisis tan grave que rompa la trampa de la coordinación al hacer que el coste de la inacción supere el de la acción.

Nos estamos acercando a esto último.

VIII. LA PRÓXIMA REEMPLAZO DE PRECIOS

El desfase entre la inversión y la producción es el mecanismo de amplificación que transforma la escasez estacionaria en una violenta volatilidad de precios. Los proyectos offshore requieren de 5 a 7 años desde la decisión final de inversión hasta la primera producción de petróleo. Si la inversión colapsó en 2020-2022, el vacío de oferta aparece en 2025-2027, independientemente de las señales de precios posteriores.

Esta asimetría temporal crea un patrón característico: los precios se mantienen dentro de un rango hasta que la reducción de inventarios expone la falta de capacidad disponible, y luego se disparan al alza en cuestión de semanas en lugar de meses. El ciclo 2007-2008 ofrece el precedente más claro: el petróleo se cotizó en un rango de 60 a 75 dólares durante 2007, antes de acelerarse a 147 dólares en julio de 2008. La escasez física persistió durante todo 2007, pero el mercado la reconoció repentinamente una vez que los inventarios cayeron por debajo de los umbrales psicológicos.

El posicionamiento actual sugiere una complacencia similar. La AIE pronostica un superávit de oferta de 1 millón de barriles diarios en 2026, basándose en el supuesto de un sólido crecimiento de la oferta fuera de la OPEP y una moderación de la demanda gracias a las mejoras de eficiencia. La OPEP lo cuestiona, proyectando déficits continuos que requieren disciplina en la producción. Esta divergencia refleja diferentes supuestos sobre la productividad del gas de esquisto, la demanda china y la velocidad de adopción de vehículos eléctricos.

La evidencia física favorece la interpretación de la OPEP. El número de plataformas de extracción de esquisto en EE. UU. ha disminuido de 625 en diciembre de 2022 a 554 al 21 de noviembre de 2025. Las previsiones de producción para 2026 muestran la primera caída interanual desde la pandemia. Los despidos en el sector servicios por parte de Halliburton, ConocoPhillips y otros operadores indican una reducción prevista de la actividad, en lugar de una expansión.

Cuando se produce el reconocimiento —probablemente provocado por datos de inventario inesperadamente negativos, perturbaciones geopolíticas o incumplimientos trimestrales de la producción de los principales proveedores—, el ajuste será discontinuo. Los precios no suben gradualmente de $60 a $100 a lo largo de 24 meses en regímenes de oferta limitada. Presentan una brecha de $70 a $110 a lo largo de 8 a 12 semanas, a medida que el comprador marginal se da cuenta de que no existe capacidad disponible para satisfacer sus necesidades.

IX. LAS CONSECUENCIAS SISTÉMICAS

Un precio del petróleo sostenido por encima de los 120 dólares por barril genera fallas en cascada en toda la economía global. A este nivel, los costos energéticos consumen aproximadamente entre el 8% y el 10% del PIB en las economías desarrolladas y entre el 12% y el 15% en los mercados emergentes. Esto representa un aumento efectivo de impuestos sin los correspondientes ingresos públicos ni inversión productiva: una pérdida irrecuperable para el sistema económico.

El mecanismo de transmisión opera a través de múltiples canales simultáneamente. Los costos de transporte se disparan, impactando los precios de los bienes a lo largo de la cadena de suministro. Los costos de las materias primas petroquímicas aumentan, afectando a los plásticos, fertilizantes y productos farmacéuticos. Los costos de generación de electricidad aumentan en regiones que dependen de la energía generada por petróleo o donde los precios del gas natural se correlacionan con los del crudo. El gasto discrecional del consumidor se desploma a medida que el gasto en combustible desplaza otras compras.

La Reserva Federal y otros bancos centrales se enfrentan a un dilema insoluble. Subir las tasas para combatir la inflación conlleva el riesgo de una recesión. Reducir las tasas para impulsar el crecimiento conlleva el riesgo de consolidar la inflación. Mantener la política actual produce estanflación: inflación y estancamiento simultáneos.

El precedente histórico de la década de 1970 sugiere que la opción menos mala consiste en aceptar una recesión para contrarrestar las expectativas de inflación, pero las limitaciones de la economía política dificultan enormemente esta vía. El dilema entre desempleo e inflación, tal como lo refleja la Curva de Phillips, se desmorona ante shocks de oferta porque la inflación se impulsa por los costos en lugar de por la demanda. Las herramientas de política monetaria diseñadas para la gestión de la demanda resultan ineficaces o contraproducentes.

Las opciones de política fiscal se ven igualmente limitadas. Los subsidios a los combustibles impiden que las señales de precios induzcan la conservación, pero generan enormes agujeros en los presupuestos públicos. La liberación de reservas estratégicas proporciona un alivio temporal, pero agota el colchón necesario para futuras crisis. Los impuestos sobre las ganancias extraordinarias de las empresas energéticas reducen aún más la inversión, lo que agrava el problema del suministro.

La respuesta socialmente óptima —una inversión masiva respaldada por el gobierno en nuevo suministro de energía, combinada con la gestión de la demanda mediante mandatos de eficiencia y racionamiento temporal— es políticamente inaceptable y compleja en la práctica. Requiere reconocer que la arquitectura actual del sistema energético es insuficiente, que el cronograma de transición energética es demasiado lento y que la inversión a corto plazo en combustibles fósiles sigue siendo necesaria a pesar de los objetivos de descarbonización a largo plazo.

X. LA CONCLUSIÓN DEL PARADIGMA

Lo que el mercado valora como volatilidad cíclica es, en realidad, una transición de fase. La civilización industrial está pasando de una era de abundancia energética a una de restricción energética. Esto no es temporal ni reversible mediante la tecnología o las políticas; es la realidad termodinámica que se impone frente a la abstracción monetaria.

Las implicaciones van más allá de la asignación de cartera y abarcan cuestiones de estabilidad geopolítica, cohesión social y resiliencia institucional. A lo largo de la historia, los regímenes con escasez de energía han exhibido patologías características: aumento del autoritarismo, conflictos por los recursos, concentración de la riqueza y estratificación social. La suposición de que las economías de mercado democráticas pueden gestionar sin problemas la transición de la abundancia a la escasez es históricamente infundada.

El período 2026-2030 revelará si las instituciones modernas poseen la capacidad de adaptación para afrontar esta transición o si las contradicciones entre las exigencias monetarias infinitas y los recursos físicos finitos producen un colapso sistémico. La evidencia recopilada en este análisis sugiere que esto último es más probable de lo que reflejan los precios actuales del mercado.

Los inversores, los responsables políticos y los ciudadanos que comprenden las limitaciones termodinámicas que rigen el sistema global se posicionarán ventajosamente frente a quienes mantienen la fe en la sustituibilidad del dinero por la energía. La divergencia entre estos dos grupos en términos de riqueza, seguridad y capacidad de acción probablemente superará cualquier otra observada desde la propia revolución industrial.

La singularidad monetaria-energética no se acerca. Ya ha comenzado. El desfase entre causa y efecto simplemente oscurece la cadena causal hasta el momento del reconocimiento. Ese momento está a aproximadamente 12 a 24 meses de distancia.

Quienes comprendan la termodinámica heredarán lo que queda de la era de la abundancia. Quienes confíen en las finanzas descubrirán que la física siempre prevalece.

Fuente: Shanaka Anslem Perera

Foto: chromatograph-DtR9muktZy0-unsplash