La clave: 

• La recuperación parcial de los flujos del Golfo había llevado al mercado a descontar una normalización rápida. La reanudación de los ataques, la fragilidad del tránsito por Hormuz y el posible regreso de China como comprador vuelven a cambiar el escenario. Para el petróleo, 2026 será un año dominado por la geopolítica; para el gas, el problema puede prolongarse hasta bien entrado 2027.

 

A mediados de junio, el mercado parecía haber encontrado una salida. El acuerdo provisional entre Estados Unidos e Irán permitió recuperar parte del tráfico por el estrecho de Ormuz, el Brent cayó desde sus máximos de guerra y numerosos bancos comenzaron a revisar a la baja sus previsiones.

Un mes después, esa normalización vuelve a estar en cuestión.

Los nuevos ataques estadounidenses, la restauración del bloqueo naval sobre los puertos iraníes y las amenazas de Teherán contra las exportaciones energéticas regionales han reducido nuevamente el tráfico marítimo. El 16 de julio, el Brent cotizaba alrededor de 84,5 dólares por barril y el WTI en 79,4 dólares, cerca de máximos de un mes. Solo siete buques atravesaron Ormuz el miércoles, frente a trece el día anterior.

Pero el verdadero cambio no está únicamente en el precio. Está en la enorme distancia que separa ahora los distintos escenarios posibles.

Goldman Sachs considera que el Brent podría terminar el año en la zona de los 60 dólares si los flujos se recuperan rápidamente, pero también superar los 110 dólares si la interrupción persiste. Pocas veces una entidad de referencia había manejado una horquilla tan amplia para un horizonte de apenas cinco meses.

🟢 A favor de una moderación de precios: recuperación gradual de las exportaciones del Golfo, aumento de la producción en 2027, debilidad de la demanda china y posibilidad de que el mercado vuelva al superávit.

🟡 A favor de precios elevados durante más tiempo: tráfico por Ormuz todavía muy inferior al habitual, inventarios comerciales reducidos, mercados de gasolina y diésel tensionados y recuperación más lenta de la producción que del transporte.

🔴 Riesgo de una nueva escalada: ataques contra petroleros o infraestructuras, bloqueo simultáneo de Ormuz y Bab el-Mandeb, mayor reducción de las exportaciones iraníes y nuevas interrupciones del GNL de Qatar.

El mercado ya no cotiza titulares: cotiza barriles que realmente consiguen salir

Antes de la guerra, los países del Golfo Pérsico movían aproximadamente 23 millones de barriles diarios mediante Ormuz y las rutas alternativas de Yanbu, Fujairah y Ceyhan.

La nota de Goldman Sachs adjunta estima que el impacto neto sobre esos flujos se ha duplicado durante la última semana, hasta alcanzar los 13,4 millones de barriles diarios. El dato resulta especialmente relevante porque las rutas que evitan Ormuz ya están siendo utilizadas de forma intensiva y ofrecen una capacidad adicional limitada.

Además, las estadísticas marítimas no son completamente fiables. Algunos petroleros atraviesan la zona con los transpondedores apagados y solo reaparecen posteriormente en los sistemas de seguimiento. Goldman señala que sus estimaciones iniciales de junio tuvieron que revisarse al alza en alrededor de 1,1 millones de barriles diarios por estas travesías no observadas.

Por eso, para Priyanka Sachdeva, analista sénior de Phillip Nova, el foco del mercado ha cambiado: ya no basta con evaluar las amenazas, sino que hay que comprobar si se traducen en una interrupción tangible de los flujos.

Ese matiz explica que el petróleo no haya vuelto inmediatamente a los máximos superiores a 120 dólares alcanzados durante la fase más crítica del conflicto. El mercado sabe que existen barriles que no aparecen inicialmente en las estadísticas, pero también que la recuperación es frágil, irregular y extremadamente dependiente de decisiones militares y políticas.

China: el amortiguador que puede convertirse en acelerador

Durante los últimos meses, China ha actuado como el gran estabilizador involuntario del mercado.

Sus importaciones de crudo cayeron en junio hasta aproximadamente 7,1 millones de barriles diarios, un descenso interanual superior al 40% y el nivel más bajo desde 2016. La reducción de actividad de las refinerías, las restricciones a la exportación de combustibles y la utilización de inventarios acumulados permitieron que más cargamentos estuvieran disponibles para Europa y otros compradores asiáticos.

China dispone de cerca de 1.900 millones de barriles almacenados, equivalentes a unos 117 días de consumo. Sin embargo, los productores de Oriente Medio han reducido sus precios oficiales para los cargamentos de julio y agosto, lo que podría volver a atraer a las refinerías chinas. Goldman considera que la caída de sus importaciones podría haber tocado suelo.

Esta es posiblemente la variable menos valorada por el mercado.

Mientras China reducía compras, compensaba una parte importante de la pérdida de oferta del Golfo. Si comienza a reconstruir inventarios justo cuando vuelven a caer los flujos por Ormuz, desaparecería uno de los principales mecanismos que han contenido los precios.

El conflicto dejaría entonces de ser únicamente un problema de oferta. Se convertiría en una combinación mucho más peligrosa: menos petróleo disponible y regreso del mayor comprador mundial.

¿Qué precios manejan los grandes analistas para 2026 y 2027?

Las previsiones siguen mostrando una dispersión extraordinaria porque prácticamente todas dependen de una única hipótesis: cuándo y con qué grado de seguridad se normalizará el tránsito por Ormuz.

Goldman Sachs: entre los 60 y más de 110 dólares

Goldman no plantea un único objetivo para el cuarto trimestre. Si la recuperación de las exportaciones continúa estancada, el Brent podría superar los 110 dólares. Si se alcanza una desescalada creíble y la producción se recupera rápidamente, podría caer a la zona de los 60 dólares antes de final de año.

Su lectura es especialmente alcista a corto plazo por tres razones: el deterioro reciente de los flujos del Golfo, el posible suelo en las importaciones chinas y la reducción de los inventarios de emergencia y comerciales.

HSBC: 80 dólares en 2026 y 65 en 2027

HSBC redujo su previsión media para el Brent de 2026 desde 95 hasta 80 dólares, asumiendo que las exportaciones del Golfo recuperarán la normalidad hacia finales de septiembre. Para 2027 prevé un promedio de 65 dólares.

El banco considera que, una vez normalizados los flujos, el mercado podría entrar nuevamente en superávit a partir del cuarto trimestre de 2026.

UBS: estabilización en 80 dólares y descenso gradual en 2027

UBS espera un Brent medio próximo a 80 dólares durante el tercer y cuarto trimestre de 2026. Para 2027 ha situado su previsión en 75 dólares.

Su hipótesis es una normalización progresiva, no inmediata: los petroleros que entran en el Golfo siguen siendo muchos menos que los que intentan salir, lo que revela que navieras y aseguradoras continúan percibiendo riesgos considerables.

EIA: 74 dólares este trimestre y 65 en 2027

La Administración de Información Energética de Estados Unidos plantea uno de los escenarios más bajistas. Espera que el Brent promedie 74 dólares durante el tercer trimestre de 2026 y que descienda hasta una media de 65 dólares en 2027.

Su previsión se basa en una recuperación sostenida de la oferta y en una acumulación de inventarios durante el próximo año.

El consenso: todavía alrededor de 84,5 dólares en 2026

La última encuesta de Reuters entre 31 economistas y analistas situaba la media del Brent de 2026 en 84,5 dólares, frente a los 90,4 dólares previstos un mes antes. Para el cuarto trimestre apuntaba a unos 79 dólares, con un descenso hacia la zona media de los 70 dólares durante 2027.

Sin embargo, esas estimaciones fueron elaboradas antes de la última escalada y de la nueva caída del tráfico marítimo. El riesgo inmediato vuelve, por tanto, a estar sesgado al alza.

La paradoja de 2027: mucha más oferta, siempre que Ormuz funcione

La Agencia Internacional de la Energía calcula que la producción mundial todavía se encuentra alrededor de 9,4 millones de barriles diarios por debajo de los niveles anteriores a la guerra.

Para 2026 espera una caída media de la oferta de 3,7 millones de barriles diarios. Pero, si mejoran los tránsitos marítimos, proyecta que la producción podría aumentar nada menos que 7,5 millones de barriles diarios en 2027. La demanda, en cambio, solo crecería unos 2 millones.

Ahí reside la gran división entre 2026 y 2027:

• 2026 es un mercado de escasez, inventarios y geopolítica.
• 2027 puede convertirse en un mercado de recuperación de producción y exceso de oferta.

Por eso, un Brent de 100 dólares durante algunos momentos de 2026 no sería incompatible con precios de 65-75 dólares en 2027.

Pero para que ese descenso se materialice no basta con anunciar una tregua. Es necesario retirar minas, reconstruir infraestructuras, recuperar la confianza de navieras y aseguradoras, devolver los petroleros a la región y reactivar campos y refinerías que llevan meses operando por debajo de capacidad.

El gas: un problema menos visible, pero potencialmente más duradero

En petróleo existe capacidad de almacenamiento, producción alternativa y algunas rutas terrestres para evitar Ormuz. En gas natural licuado, la flexibilidad es mucho menor.

Antes de la guerra, cerca del 20% del comercio mundial de GNL atravesaba el estrecho. Además, los ataques contra las instalaciones de Qatar han dejado fuera de servicio aproximadamente el 17% de su capacidad exportadora, con reparaciones que podrían prolongarse durante varios años.

El TTF europeo se situaba el 16 de julio en torno a 54-55 euros por MWh, casi un 30% por encima del nivel de un mes antes. Los almacenamientos europeos están aproximadamente al 52%, claramente por debajo de los niveles habituales para estas fechas.

ACER calcula que la Unión Europea necesitaría incrementar sus importaciones de GNL alrededor de un 13% respecto a 2025 para alcanzar el objetivo de almacenamiento del 90% antes del invierno. Manteniendo las importaciones del año pasado, el nivel alcanzable sería aproximadamente el 80%.

El problema es que Europa tendrá que competir con Asia por esos cargamentos.

UBS espera que el marcador asiático JKM promedie alrededor de 17,5 dólares por millón de BTU durante el resto de 2026, antes de descender hacia 13 dólares en 2027. Son niveles inferiores a los máximos de la crisis, pero todavía suficientemente elevados como para provocar sustitución de gas por carbón, recortes industriales y destrucción de demanda en los países asiáticos más sensibles al precio.

Laura Page, responsable de análisis de GNL en Kpler, resume el ajuste con claridad: en el corto plazo, el mercado se equilibra principalmente mediante precios más altos y destrucción de demanda en el sur de Asia.

Simon Flowers, analista jefe de Wood Mackenzie, advierte de que varios meses sin exportaciones normales del Golfo reducirían la oferta anual de GNL y mantendrían la presión alcista durante todo 2026.

Tres escenarios para el resto de 2026 y 2027

🟢 Desescalada efectiva y recuperación sostenida

El tránsito por Ormuz se normaliza durante el tercer trimestre, se recuperan campos y refinerías y China mantiene una demanda moderada.

Brent: descenso hacia 70-80 dólares a finales de 2026 y promedio de 65-75 dólares en 2027.
Gas europeo: relajación gradual hacia 35-45 euros/MWh durante 2027.
Consecuencia: el mercado vuelve a centrarse en el exceso de oferta previsto para el próximo año.

🟡 Conflicto intermitente y flujos parcialmente restringidos

Es el escenario que parece reflejar mejor la situación actual: episodios de violencia, treguas temporales y recuperación incompleta del transporte.

Brent: corredor central de 80-95 dólares durante el resto de 2026 y 70-80 dólares en 2027.
Gas europeo: TTF entre 45 y 60 euros/MWh, con elevada volatilidad durante el invierno.
Consecuencia: petróleo relativamente abundante fuera del Golfo, pero combustibles refinados, transporte marítimo y GNL persistentemente tensionados.

🔴 Escalada regional y doble bloqueo marítimo

Ataques sostenidos contra petroleros, puertos o instalaciones, nueva caída de las exportaciones del Golfo y participación de los hutíes contra Bab el-Mandeb.

Brent: superación de los 110 dólares y posibles episodios sensiblemente superiores.
Gas europeo: regreso a 70-100 euros/MWh, dependiendo del invierno y de la disponibilidad de GNL estadounidense.
Consecuencia: destrucción de demanda, presión inflacionista y fuerte impacto sobre industria, transporte y fertilizantes.

2026 tiene riesgo alcista; 2027, gravedad bajista

El mercado energético se encuentra atrapado entre dos fuerzas opuestas.

A corto plazo, la pérdida de barriles del Golfo, los bajos inventarios, la tensión en los combustibles refinados y el posible regreso de China justifican una prima elevada. Cualquier ataque contra infraestructuras o rutas marítimas podría llevar rápidamente el Brent nuevamente por encima de los 100 dólares.

Pero, si el tránsito se normaliza, el incremento de oferta previsto para 2027 sería muy superior al crecimiento de la demanda. En ese escenario, los precios tenderían hacia los 65-75 dólares.

El gas presenta una situación diferente. La pérdida de capacidad de Qatar es parcialmente estructural, Europa llega al periodo de almacenamiento con retraso y Asia competirá por los mismos cargamentos. Incluso con una desescalada, el GNL puede permanecer caro durante más tiempo que el petróleo.

La gran pregunta ya no es si Ormuz está formalmente abierto o cerrado. Es si productores, navieras, aseguradoras y compradores consideran que puede utilizarse de manera regular, segura y previsible.

Hasta que esa confianza regrese, el mundo seguirá pagando una prima de guerra.

Fuentes: Goldman Sachs Global Investment Research, nota Risks From Lower Gulf Flows and Higher China Imports; Reuters; Agencia Internacional de la Energía; U.S. Energy Information Administration; ACER; Equinor; UBS; HSBC; Kpler; Wood Mackenzie; Financial Times y The Wall Street Journal.