Estados Unidos, Arabia Saudita, Rusia: cada uno tiene su propia manera de flaquear para los tres gigantes petroleros

El 6 de septiembre de 2026, el crudo Brent cotizaba en torno a los 95 dólares el barril , tras alcanzar un máximo de 126 dólares el 30 de abril y un mínimo de 69 dólares el 2 de julio. Washington anunció las sanciones más severas jamás impuestas a Irán, mientras que Teherán continuaba amenazando con un bloqueo total del estrecho de Ormuz. Seis meses después del inicio del conflicto entre Irán y Estados Unidos, el mercado global se regía por los cambios diplomáticos.

La magnitud del impacto es asombrosa. Según la Administración de Información Energética de EE. UU. , el petróleo crudo y los líquidos que transitan por el Estrecho de Ormuz cayeron a 5 millones de barriles por día (Mb/d) en el segundo trimestre de 2026, en comparación con los 21 Mb/d de finales de 2025. La Agencia Internacional de Energía (AIE) informa que las reservas mundiales han caído por debajo de los 8 mil millones de barriles, una disminución de más de 400 millones desde finales de febrero. Se espera que el suministro mundial de líquidos caiga a 101 Mb/d en 2026, frente a los 106 Mb/d de 2025, antes de recuperarse a 109 Mb/d en 2027 si el estrecho se reabre. El crudo Brent, que promedió alrededor de $90 este año, volvería a caer a alrededor de $70.

Detrás de estas fluctuaciones, esta nueva crisis revela principalmente la desestabilización de los tres principales productores mundiales: Estados Unidos, Arabia Saudita y Rusia. Cada uno se ve afectado según su propia lógica, y estas lógicas ya estaban en funcionamiento mucho antes del incidente de Ormuz.

Washington, un poder en una cinta de correr

Estados Unidos sigue siendo, con diferencia, el principal productor mundial, con un récord de 13,6 millones de barriles diarios de crudo en 2025, y hoy, junto con el resto del continente americano, proporciona casi todo el crecimiento disponible, unos 1,4 millones de barriles diarios adicionales en 2026, según la AIE.

Pero este dominio se basa en un mecanismo frágil: la cadena de producción. Un pozo de esquisto pierde alrededor del 70 % de su producción en el primer año, en comparación con aproximadamente el 15 % anual de un yacimiento convencional. Por lo tanto, la gran mayoría de los pozos perforados cada año no se utilizan para el crecimiento, sino para compensar el declive de los pozos anteriores. Es una lucha constante por mantenerse estable.

Aquí es donde el comportamiento del sector en 2026 se vuelve teóricamente interesante. La literatura empírica había establecido que el gas de esquisto estadounidense era altamente sensible al precio. Richard Newell y Brian Prest estimaron la elasticidad neta del precio de la oferta no convencional en alrededor de 1,2, e Hilde Bjørnland, Frode Nordvik y Maximilian Rohrer , utilizando datos de más de 16 000 yacimientos en Dakota del Norte, midieron una elasticidad de 0,3 a 0,9. Esta sensibilidad había convertido al gas de esquisto en el nuevo regulador del mercado global en la década de 2010.

Este año no ha ocurrido nada parecido. Los presupuestos de inversión de las principales operadoras estadounidenses se han reducido en torno a un 5 % para 2026, y el número de plataformas de perforación activas en la Cuenca Pérmica se ha mantenido estable, incluso cuando los precios del petróleo crudo han superado los 100 dólares. La explicación no es geológica.

Tras una década de crecimiento a cualquier precio, que ha provocado una destrucción masiva de capital, los accionistas exigen dividendos en lugar de volumen. La consolidación ha sustituido a decenas de productores independientes agresivos por unos pocos grandes productores más cautelosos, y las mejores tierras se están agotando. Un productor que no puede ajustar su oferta a voluntad no es un productor flexible , sino un tomador de precios particularmente grande.

Como prueba, el precio de la gasolina en Estados Unidos está alcanzando niveles récord. Y los recientes anuncios sobre el petróleo venezolano , presentado por Donald Trump como un El Dorado, no cambiarán nada: su explotación requerirá decenas de miles de millones de dólares y solo será rentable con precios altos del barril, contrariamente a la promesa hecha en la base de MAGA .

Riad, una capacidad que la geografía confisca

El caso saudí es el más paradójico. En teoría, el reino posee la herramienta definitiva en el mercado: una capacidad sostenible estimada por la AIE en 12 millones de barriles diarios (Mb/d). Esta capacidad ha sido la base de su posición como "banquero central" del petróleo desde la década de 1980. Sin embargo, en julio produjo solo 8 Mb/d, muy por debajo de la cuota que la OPEP + volvió a elevar el 2 de agosto a 10,5 Mb/d para septiembre.

Esto no es una decisión estratégica. No todo el petróleo que Riad podría extraer llega al mercado. El oleoducto este-oeste, que evita el estrecho de Ormuz en dirección al puerto de Yanbu, en el mar Rojo, opera a su máxima capacidad de 7 millones de barriles diarios, lo que ha incrementado el flujo a través de Bab el-Mandeb de 5 a 8 millones de barriles diarios.

Pero esta ruta alternativa se ve amenazada por un bloqueo de los hutíes, aliados de Irán, y las rutas alternativas a través de Suez o el oleoducto Sumed son más lentas, más caras y de capacidad limitada. La lección de 2026 se resume en una frase: la capacidad de producción depende de la infraestructura de evacuación, y una reserva estratégica confinada tras un estrecho hostil no es un instrumento de poder, sino un activo limitado de valor incierto en los próximos años.

En otras palabras, la importación de petróleo y sus derivados de Oriente Medio se percibirá como una operación que conlleva una prima de riesgo elevada y probablemente a largo plazo.

Paradoja saudí

A esto se suma una restricción presupuestaria estructural. El Fondo Monetario Internacional sitúa el precio de equilibrio presupuestario de Arabia Saudí en torno a los 86 dólares, cifra incluso superior si se incluyen los gastos del fondo soberano de inversión (Fondo de Inversión Pública, FPI). El déficit registrado tan solo en el primer trimestre de 2026 , de 125.000 millones de riales (o 29.000 millones de euros), consumió tres cuartas partes del objetivo anual, mientras que Aramco mantuvo un dividendo base de 22.000 millones de dólares trimestrales a costa de un mayor endeudamiento.

Aquí encontramos la lógica del Estado rentista, descrita por Hazem Beblawi y Giacomo Luciani , donde la legitimidad se basa en la capacidad de redistribución más que en la tributación, lo que rigidiza enormemente el gasto público. Bassam Fattouh, Rahmatallah Poudineh y Rob West ilustran la particular dificultad de nuestro tiempo. Para un exportador, la diversificación es la única protección contra la transición energética, pero debe financiarse con la renta que esta transición amenaza.

La diversificación es costosa, y esto conlleva un alto precio del petróleo. En otras palabras, para acabar con la dependencia del petróleo se requiere, durante la transición, una mayor dependencia de este recurso.

Moscú, la tijera de los volúmenes y el valor.

En cuanto a Rusia, está experimentando un deterioro en tres frentes. El primero es la producción. La AIE estima su capacidad sostenible actual en 9,5 millones de barriles diarios (Mb/d), muy por debajo de los estándares históricos. Los yacimientos en Siberia Occidental están disminuyendo de forma natural, y los proyectos destinados a reemplazarlos (Ártico, Formación Bazhenov, aguas profundas en alta mar) son precisamente aquellos que requieren tecnologías occidentales, las cuales han estado sujetas a sanciones desde 2014, con un endurecimiento aún mayor de estas restricciones después de 2022.

El segundo frente es el refinado. La infraestructura rusa procesó aproximadamente 3,6 millones de barriles diarios en julio , el nivel más bajo desde mayo de 2002, tras una campaña de ataques con drones ucranianos contra instalaciones petroleras que se ha repetido casi 200 veces desde enero. Esto ha provocado restricciones de combustible en gran parte del país y la necesidad de exportar más crudo debido a la imposibilidad de refinarlo, lo que implica exportar menos productos con valor añadido.

El tercer frente es el más instructivo. Henry Farrell y Abraham Newman han demostrado que las redes económicas globales generan cuellos de botella que los estados que los ocupan transforman en instrumentos de coerción.

El giro hacia Asia tras 2022 buscaba desvincularse de Occidente. Lo logró, pero a costa de recrear una vulnerabilidad simétrica. Dos compradores, China e India, concentran la mayor parte de las exportaciones marítimas rusas. El Centro de Investigación de Energía y Aire Limpio estima que el descuento en el precio del petróleo de los Urales ronda los 20 dólares por barril, casi un 25 %. Más de la mitad del crudo transportado por mar lo lleva una flota paralela cuyos costes merman los ingresos netos. Incluso manteniendo los volúmenes, el valor se está desvaneciendo.

Lo que la descarbonización ya está cambiando

Sería tentador interpretar esta convergencia como el inicio de la era post-petróleo. Sin embargo, sería prematuro. Si bien se prevé que el consumo mundial disminuya en 1,6 millones de barriles diarios (Mb/d) en 2026, según la AIE , la Agencia pronostica un repunte de 2,7 Mb/d en 2027.

Esta caída en 2026 se debe principalmente a la destrucción de la demanda, resultado combinado de los altos precios y las interrupciones logísticas, y no simplemente a la sustitución tecnológica. Una demanda que se recupera tan rápido como se contrajo no indicaría una rápida disminución de la misma.

Lo que revela la crisis es más sutil. El poder del petróleo no es una propiedad del subsuelo, sino un conjunto de cuatro elementos: reservas accesibles, capital paciente, rutas de evacuación seguras y compradores que no imponen sus condiciones.

Cada una de las tres principales compañías petroleras ha visto desmoronarse uno de sus pilares: el capital para Estados Unidos, la logística para Arabia Saudita y la tecnología y los mercados para Rusia. Ninguna ha perdido un solo barril de petróleo en el subsuelo. Todas han perdido su capacidad de actuación, lo que ha provocado un debilitamiento de los beneficios socioeconómicos del petróleo dentro de sus fronteras.

Una reformulación de la ecuación

La transición energética es, sin duda, un factor que modifica la naturaleza del problema. Inicialmente, mitiga el impacto de forma modesta pero efectiva. La electrificación del transporte por carretera evitó el consumo de aproximadamente 1,7 millones de barriles diarios en 2025, y la AIE prevé que los vehículos eléctricos representarán alrededor del 30 % de las ventas mundiales de automóviles nuevos en 2026. Se espera que esta proporción alcance casi el 60 % en China. Se trata de barriles de petróleo que la crisis del estrecho de Ormuz no tuvo que eliminar mediante aumentos de precios.

Esto reduce el horizonte temporal. Desde Harold Hotelling , sabemos que quien posee un capital limitado decide entre extraer hoy o mañana, según el precio previsto. Si la demanda de combustibles para el transporte alcanza su punto máximo a finales de la década, la ventana de monetización se estrechará, y algunos estudios ofrecen información sobre el capital que se ve amenazado por este cambio. Esto, junto con la disciplina de los accionistas, explica la cautela de la industria petrolera estadounidense ante un barril de 100 dólares.

Finalmente, complica el panorama. Hans-Werner Sinn ha denominado la reacción de los poseedores de recursos —quienes, anticipándose a las limitaciones climáticas, están acelerando la extracción actual— la «paradoja verde». Aplicado a los estados rentistas, este razonamiento exige defender la cuota de mercado (y, por lo tanto, producir) al tiempo que se financia una costosa diversificación (y, por consiguiente, se mantienen los precios). Estos dos imperativos son incompatibles. Esto explica por qué la OPEP + , que en septiembre finaliza la retirada de los recortes voluntarios de producción acordados para 2023, se reúne mensualmente sin lograr establecer un rumbo creíble más allá de unas pocas semanas.

Un mundo menos dependiente, pero no por ello menos vulnerable.

Dos narrativas simétricas son igualmente frágiles. La primera predice el fin del petróleo, y 2026 demuestra lo contrario, ya que la desaparición de unos pocos millones de barriles bastó para desestabilizar la economía mundial. La segunda promete la perpetuación de la riqueza petrolera, a pesar de que los tres mayores productores acaban de demostrar que ya no controlan las condiciones que la generan.

La situación actual es más preocupante. La dependencia estructural del petróleo disminuye lentamente, mientras que los mecanismos de protección del sistema —capacidad de reserva, existencias, inversión a largo plazo y redundancia de rutas marítimas— se deterioran con mayor rapidez. Hay menos petróleo en la economía, pero resulta más difícil reemplazarlo en caso de una crisis.

Lo que está llegando a su fin, por lo tanto, no es la era del petróleo, sino la del cómodo poder petrolero, donde los barriles de petróleo se convertían en influencia simplemente abriendo o cerrando una válvula, y según las leyes del comercio. La renta permanece, pero la autoridad que la acompañaba se desmorona.

Ante la falta de estabilización externa, los países consumidores tendrán que internalizar esta función de seguro lo antes posible. Lo que Europa presentó como su agenda climática se está convirtiendo así en una agenda de seguridad.

Artículo publicado en The Conversation.