Desde el inicio de la operación militar de Estados Unidos e Israel contra Irán, el cierre del estrecho de Ormuz ha sido la respuesta más calculada del régimen de los ayatolás. Según la información disponible, Irán no ha desplegado su flota marítima para bloquear el tránsito de petroleros, sino que se ha servido de minas navales, drones y, sobre todo, de la amenaza creíble de atacar a cualquier buque que intente cruzarlo.
En cuestión de días, el tránsito comercial por el paso marítimo más importante del planeta se ha reducido drásticamente. El supuesto por el cual el estrecho de Ormuz siempre permanecería abierto ha sido refutado, tomando por sorpresa al mercado petrolero global.
El estrecho de Ormuz es un cuello de botella por el que transita el 14% de la producción mundial de crudo —unos 14 millones de barriles diarios—, además de otros 4 millones de barriles diarios de productos refinados como gasolina, diésel y combustible de aviación.
No existe una alternativa de escala comparable. Los oleoductos terrestres que cruzan Arabia Saudita y los Emiratos Árabes Unidos pueden redirigir una fracción pequeña del volumen, pero dejan atrapados en el Golfo Pérsico alrededor de 15 millones de barriles diarios sin salida al mercado global.
Para calibrar la magnitud: cuando Rusia invadió Ucrania en 2022 y los mercados temieron perder unos 3 millones de barriles diarios rusos, el Brent llegó a 128 dólares por barril. El faltante actual es cinco veces mayor.
Donald Trump anunció el 9 de marzo que la operación militar estaba “prácticamente terminada” y que Estados Unidos escoltaría barcos a través del estrecho. Los mercados respondieron con alivio: el Brent cayó 8% en un día, de cerca de 100 a 91 dólares por barril.
Fue una pausa, no una solución. El estrecho seguía cerrado. Y lo que el anuncio presidencial no mencionaba es que el problema más urgente no era la falta de escoltas, sino la saturación de los propios campos productores. Irak y Kuwait ya estaban cerrando pozos porque sus instalaciones de almacenamiento no tenían capacidad para el crudo que no podía salir.
Emiratos Árabes Unidos y Arabia Saudita recortaban producción por la misma razón. El faltante en el mercado global no es estático; crece con cada semana que el estrecho permanece cerrado.
Los gobiernos tienen tres palancas limitadas para responder a esta coyuntura: liberar reservas estratégicas, conseguir más petróleo de proveedores alternativos y escoltar los buques. Las reservas estratégicas de la Agencia Internacional de Energía suman mil 200 millones de barriles, pero liberarlas requiere contratos, licitaciones y tiempo.
Por su lado, el shale estadounidense tiene flexibilidad técnica, pero sus empresas no perforarán nuevos pozos hasta confirmar que los precios altos son permanentes; su aportación adicional difícilmente superaría 300 mil barriles diarios en un horizonte de seis a doce meses. El único proveedor con volumen disponible de inmediato es Rusia.
Washington emitió el 5 de marzo una dispensa de 30 días para que India compre petróleo ruso ya en alta mar, un alivio para las refinerías indias que dependen del Golfo para la mitad de su suministro, pero no es una solución para el mercado global. La mejor combinación de todas estas palancas generaría apenas 4 millones de barriles diarios, menos de un tercio del faltante actual. Wood Mackenzie advierte que el Brent podría alcanzar 150 dólares por barril si la disrupción se extiende por varias semanas.
Con las palancas de oferta agotadas, los gobiernos han comenzado a mover la única que les queda: proteger su propio mercado interno restringiendo exportaciones. China, el mayor refinador del mundo, ya ordenó a sus empresas suspender ventas externas de gasolina y diésel, disparando precios en Singapur, el principal hub de referencia para Asia.
India y Estados Unidos evalúan medidas similares. El resultado es que el mercado de combustibles refinados, que en condiciones normales es global y líquido, comienza a fragmentarse en mercados nacionales con acceso restringido. El shock del crudo se está convirtiendo en un shock de combustibles, con una geografía distinta y más amplia.
Es precisamente aquí donde México enfrenta su posición más incómoda. El país exporta crudo —la mezcla mexicana sube con el Brent— y mejora los ingresos de Pemex y de la Tesorería Federal, un alivio inesperado para un presupuesto que tiene un gran margen.
Pero México también importa alrededor de 400 mil barriles diarios de gasolina y diésel, la mayor de refinerías estadounidenses. Si Estados Unidos restringe las exportaciones de refinados para proteger su propio mercado, México pierde acceso a su proveedor principal en el momento en que los mercados alternativos escasean. El país gana por el lado del crudo y queda expuesto por el lado de los combustibles.
El dilema fiscal para México no tiene una salida limpia. Cada aumento sostenido de 10 dólares en el precio internacional de los refinados implica un costo adicional de subsidio vía IEPS que analistas del sector estiman entre 15 mil y 20 mil millones de pesos por trimestre.
Permitir que los precios domésticos suban al ritmo del mercado internacional evita ese costo fiscal, pero alimenta la inflación en un contexto en el que el peso ya enfrenta presión por la incertidumbre arancelaria con Estados Unidos. No hay una tercera opción que evite los costos: solo alternativas que los distribuyen de manera diferente entre el fisco y el consumidor.
