Cuando el mapa geopolítico tiembla, los mercados de materias primas son de los primeros en reflejarlo, y pocos puntos del planeta concentran tanto riesgo como el Estrecho de Ormuz. Por ese corredor de apenas unos kilómetros de ancho transita aproximadamente una quinta parte del suministro mundial de petróleo y de gas natural licuado. Goldman Sachs publica, en plena escalada militar entre Israel, Estados Unidos e Irán, un informe que tiene la virtud de no quedarse en el titular alarmista: pone número a la prima de riesgo que el mercado ya está pagando y, sobre todo, calcula cuánto costaría cada escenario concreto de disrupción. Es exactamente el tipo de análisis que separa el ruido de la señal.
La tesis central de Goldman es deliberadamente cauta. Pese a la gravedad de los acontecimientos —el banco describe la muerte del líder supremo iraní tras una operación militar y la respuesta iraní con misiles balísticos y drones contra activos estadounidenses y aliados en toda la región—, mantienen sin cambios su escenario base de precios. Es decir: siguen esperando que el Brent baje hacia 60 $/bbl y el WTI hacia 56 $/bbl en el cuarto trimestre de 2026, bajo el supuesto de que no haya disrupciones sostenidas del suministro. La distinción importa: lo que el informe estima no es una nueva previsión, sino el tamaño del riesgo alrededor de esa previsión.
Lo que está realmente en juego en Ormuz
Antes de hablar de precios conviene dimensionar los flujos físicos. El Estrecho es crítico para cerca de 20 mb/d de petróleo, una quinta parte de la producción mundial. En 2025, los flujos por Ormuz promediaron 13,4 mb/d de crudo, 0,2 mb/d de condensados, 3,5 mb/d de productos refinados y 1,4 mb/d de NGLs y otros líquidos. Solo Arabia Saudí, Irak y los Emiratos Árabes Unidos exportaron conjuntamente 13,1 mb/d de petróleo por esa vía el año pasado, con China como principal destino.
El dato clave para entender el riesgo no es el flujo total, sino el flujo no sustituible. La Agencia Internacional de la Energía estima que 4,2 mb/d podrían redirigirse mediante la capacidad de oleoducto existente que evita el Estrecho. Restando esa válvula de escape, quedarían en torno a 16 mb/d realmente en riesgo ante un cierre total hipotético. Goldman es honesto sobre la dispersión de estas estimaciones: la EIA estadounidense rebaja la capacidad de oleoducto sustitutiva a 2,6 mb/d, mientras otras consultoras la elevan, según supongan o no operativos el terminal de Jask y el oleoducto Goreh-Jask.
Figura 1. Las exportaciones por Ormuz ya cayeron la semana previa a las disrupciones — Fuente: Kpler, Goldman Sachs Global Investment Research.
El gráfico de exportaciones (Exhibit 1) deja ver dos cosas. A la izquierda, las barras apiladas comparan el promedio de 2025 —un total cercano a 18,7 mb/d— con el de la semana del 22 al 28 de febrero, que ya había caído a unos 13 mb/d: el flujo se redujo antes incluso del fin de semana de la escalada. A la derecha, la serie temporal de media móvil de 56 días muestra el flujo total descomponiéndose entre crudo/condensados (la franja roja, el grueso), productos refinados y otros líquidos, oscilando históricamente en una banda amplia entre 2018 y 2026.
La prima de riesgo que el mercado ya paga
Aquí está el corazón cuantitativo del informe. Goldman descompone el precio del crudo en valor razonable más prima de riesgo. El viernes por la noche, antes de la escalada, estimaban una prima de 7 $/bbl: la diferencia entre el cierre del Brent en 72 $ y su estimación de valor razonable de 65 $ basada en fundamentales como los inventarios de la OCDE.
El salto del fin de semana es lo relevante. A partir de la subida del 15% en el producto minorista de WTI, Goldman estima que la prima de riesgo en tiempo real se ha disparado a 18 $/bbl. Para poner ese número en contexto, equivale al percentil 98 de la distribución desde 2005. Y las opciones call que ofrecen protección al alza incorporan una prima aún mayor: el skew de las call 25-delta a 3 meses se situaba ya en el percentil 100 de los últimos 15 años el mismo viernes. Traducido a flujos físicos, esa prima de 18 $/bbl es coherente con que el mercado descuente una disrupción de 2,3 mb/d durante un año, o aproximadamente un cierre total de Ormuz de un mes.
Los colchones del mercado: inventarios y capacidad ociosa
¿Tiene el mercado del petróleo munición para absorber un shock? Goldman repasa los amortiguadores. Los inventarios globales visibles se sitúan en 7.827 millones de barriles, cerca de su mediana histórica cuando se expresan como días de demanda global (74 días). Relativos a la demanda, están en línea con la mediana en las existencias comerciales de la OCDE —las más predictivas del precio—, algo altos en China, muy altos en el mar (con 373 mb de crudo sancionado a flote), pero bajos en las reservas estratégicas excluyendo a China. La Reserva Estratégica estadounidense ha quedado en 415 mb, unos 180 mb por debajo del nivel de finales de 2021.
Figura 2. La estimación preferida de capacidad ociosa global es de 3,7 mb/d — Fuente: Goldman Sachs Global Investment Research.
El segundo colchón es la capacidad ociosa de producción, y aquí la incertidumbre es alta. El Exhibit 6 muestra tres estimaciones en barras apiladas por país. La preferida de Goldman ("GS Preferred") es de 3,7 mb/d; la basada en la producción pico desde 2022 baja a 2,6 mb/d; y la basada en estimaciones de la AIE y las petroleras nacionales sube hasta 5,8 mb/d. En las tres, Arabia Saudí (en rojo) es el mayor contribuyente, seguida de los Emiratos (en gris) y, en el escenario más optimista, de un bloque relevante de Rusia (azul oscuro). El matiz crítico que subraya el informe: un cierre sostenido de Ormuz sería un impedimento físico para que la OPEP despliegue precisamente esa capacidad ociosa, porque buena parte de ella se exporta por el propio Estrecho. El colchón existe, pero podría quedar atrapado al otro lado de la puerta cerrada.
Cuánto cuesta cada escenario de cierre
La pieza más útil del informe para un inversor es la tabla de escenarios. Goldman no da un único número de catástrofe, sino una rejilla de impactos sobre el valor razonable del crudo según la severidad del cierre y el uso de paliativos.
Figura 3. El impacto sobre el valor razonable del crudo en un cierre de un mes — Fuente: Goldman Sachs Global Investment Research.
El Exhibit 7 (todas las cifras excluyen prima de riesgo, son solo efecto sobre el valor razonable de un cierre de un mes):
- Cierre total del Estrecho. Sin paliativos, +15 $/bbl. Usando toda la capacidad de oleoducto disponible, +12 $/bbl. Y si además se liberan reservas estratégicas a un ritmo de 2 mb/d durante un mes, el impacto baja a +10 $/bbl.
- Cierre del 50%. Sin paliativos, +7 $/bbl; con plena utilización de oleoductos, +4 $/bbl.
- Cierre del 25%. Sin paliativos, +4 $/bbl; con plena utilización de oleoductos, apenas +1 $/bbl.
Hay un detalle metodológico que Goldman remarca y que conviene no pasar por alto: estos efectos no escalan linealmente con la duración. No se puede multiplicar el impacto de un mes por cuatro para estimar cuatro meses. Si la disrupción durase solo una cuarta parte de un mes, el daño a la producción sería mínimo porque los productores almacenarían en tierra y retrasarían en lugar de recortar exportaciones. Pero si el petróleo quedase atrapado cuatro meses, los precios subirían desproporcionadamente: los inventarios no pueden drenarse de forma persistente, y el mercado tendría que equilibrarse vía destrucción de demanda por precio y recortes en las refinerías.
El propio Goldman recuerda que la historia enseña que los picos por shocks geopolíticos suelen ser cortos. En 2019, el ataque a la instalación saudí de Abqaiq provocó la mayor disrupción diaria de producción de la historia y un movimiento intradía de casi el 20%, que se moderó cuando la producción se recuperó por completo poco más de diez días después. Y en junio de 2025, el Brent saltó de los 60 y pico a los 80 bajos cuando Israel y EE. UU. atacaron instalaciones nucleares iraníes, para retroceder rápido en cuanto el mercado ganó confianza en que el suministro no se vería realmente afectado. La asimetría está sesgada al alza, pero la reversión también suele ser veloz.
El frente del gas: Europa, el eslabón más sensible
La otra mitad del informe es el gas, y es donde el riesgo al alza parece más agudo. A diferencia del petróleo, Goldman cree que hasta el viernes previo los precios del gas europeo (TTF) y del GNL al contado (JKM) apenas incorporaban prima de riesgo geopolítica. El TTF cotizaba en la mitad baja del rango de sustitución carbón-gas, algo por debajo de la previsión de Goldman de 36 EUR/MWh para marzo de 2026.
Figura 4. El TTF en la parte baja del rango de sustitución por carbón, en línea con la previsión media de 34 EUR/MWh — Fuente: ICE, S&P Global Commodity Insights, Goldman Sachs Global Investment Research.
El Exhibit 11 sitúa el precio realizado y forward del TTF dentro de las distintas bandas de sustitución de combustible —la del carbón duro, la del lignito y la del petróleo industrial—, además de marcar el umbral de destrucción de demanda industrial en lo más alto. El mensaje visual es que el gas europeo venía cotizando cómodamente en la zona baja, con margen amplio hasta los niveles que disparan ajustes serios de demanda.
Ese margen es precisamente lo que un cierre de Ormuz pondría a prueba. Por el Estrecho pasan unos 80 mtpa de GNL (302 mcm/d, un 19% de la oferta global de GNL), procedentes principalmente de Qatar. En un escenario donde esos flujos se detuvieran por completo durante un mes, Goldman estima que el TTF podría aproximarse a los 74 EUR/MWh (25 $/mmBtu) —un 130% por encima de los niveles actuales—, el umbral que en la crisis energética europea de 2022 desencadenó grandes respuestas de demanda. Y una disrupción de más de dos meses elevaría el gas europeo por encima de 100 EUR/MWh (35 $/mmBtu). Estados Unidos, en cambio, está bien aislado: como gran exportador neto de GNL con plantas operando ya a plena capacidad, el riesgo al alza para el Henry Hub es limitado.
Qué vigilar y qué leer entre líneas
Goldman cierra con la lista de variables a observar: los propios flujos por Ormuz y cualquier comunicación de EE. UU., Irán, China y los países del Golfo sobre el Estrecho y el conflicto más amplio. A ello cabe añadir el mercado de fletes: la tarifa media global de crudo "sucio" ya había subido un 50% (2,4 $/bbl) en lo que va de año, y la tarifa del VLCC del Golfo Pérsico a China se había triplicado en el último mes.
Para quien gestiona patrimonio, el valor de un documento así no está en acertar el escenario —nadie puede—, sino en tener la rejilla de sensibilidades a mano. Saber que un cierre del 25% con oleoductos en marcha apenas mueve un dólar, mientras un cierre total de varios meses dispara los precios de forma no lineal, es lo que permite no sobrerreaccionar a un titular ni infravalorar una cola de riesgo genuina. La energía es uno de los pocos activos cuyo precio puede saltar un 20% en una sesión por motivos puramente geopolíticos; entender la mecánica de esos saltos, y su tendencia a revertir cuando el suministro físico no se interrumpe de verdad, es parte de mantener la cabeza fría cuando el mapa tiembla.