El barril ya no basta para explicar el mercado de la energía

Último de la clase en el segundo trimestre, el sector energético terminó el tercer trimestre de 2026 al frente de todos los sectores, con una ganancia del 16,5 % frente al 2,0 % del S&P 500. Un giro espectacular, pero engañoso: bajo esa media se esconden rentabilidades que van desde más del 80 % hasta pérdidas de dos dígitos. Nuestra tesis es sencilla. El valor no se situó donde se extrae el crudo, sino donde faltan los productos refinados: en las refinerías, en los buques tanque y, en menor medida, en las majors que poseen ambos extremos de la cadena. Los precios spot de octubre, que muestran un crudo caro y unos destilados aún más tensionados, confirman esta lectura.

Un trimestre a dos velocidades

La clasificación de los subsectores no deja lugar a dudas. Los tres grandes refinadores independientes estadounidenses obtuvieron de media más del 52 %: Marathon Petroleum subió un 55,1 %, Phillips 66 un 51,8 % y Valero Energy un 49,4 %. El movimiento va más allá de este trío. PBF Energy ganó cerca del 70 %, HF Sinclair un 55 % y CVR Energy casi un 86 %. Son rentabilidades que, en un solo trimestre, superarían la mayoría de los rendimientos anuales.

Las compañías integradas se quedaron muy atrás, pero en posiciones muy honorables: un 19,9 % de ganancia media para las cinco majors seguidas, con Chevron en el 24,3 %, Shell en el 23,7 %, BP en el 20,5 %, ExxonMobil en el 19,8 % y TotalEnergies en el 11,2 %. Los productores de hidrocarburos upstream les siguen, con alrededor del 13 % de media, y el midstream cierra la marcha con cerca del 12 %. El orden es elocuente: cuanto más cerca está una empresa del producto final, más ha ganado.

Incluso dentro de las categorías, domina la heterogeneidad. Entre los productores, los expuestos al petróleo superaron claramente a los expuestos al gas: Equinor ganó más del 33 %, SM Energy un 30,2 %, APA un 28,4 %, Cenovus un 25,9 %, mientras que Comstock Resources perdió un 17,4 % y EQT un 8,4 %. En el midstream, los armadores de buques tanque (Dorian LPG +61,9 %, Frontline +51,2 %, Teekay Tankers +50,1 %, Nordic American Tankers +48,1 %, DHT Holdings +45,6 %) aplastaron a los operadores de oleoductos (Enbridge -13,1 %, TC Energy -11,9 %, Williams -7,9 %, Kinder Morgan -4,8 %). Hablar de «la energía» como un bloque ya no tiene mucho sentido.

Por qué el refino se ha convertido en el punto de encuentro de las tensiones

El margen, no el precio del crudo

Un refinador no vive del nivel absoluto del barril, sino de la diferencia entre lo que le cuesta el crudo y lo que valen la gasolina, el diésel, el queroseno y los demás productos que obtiene de él. Esa diferencia, el margen de refino, se amplió de forma espectacular en el tercer trimestre. Las perturbaciones que afectaron a las capacidades de refino rusas y de Oriente Medio ajustaron la oferta mundial de carburantes de transporte, con márgenes del diésel que alcanzaron niveles extraordinarios en septiembre, mientras las refinerías estadounidenses operaban a tasas de utilización muy elevadas para responder a la demanda.

Esto explica una aparente paradoja: el mundo puede disponer de suficiente petróleo crudo y a la vez carecer de productos refinados. El factor limitante ya no es la molécula extraída, sino la capacidad de transformarla y transportarla. Los resultados anunciados a final de mes por los grandes grupos apuntan en la misma dirección: ExxonMobil y Chevron superaron las previsiones de beneficios gracias a unos márgenes de refino nacionales inflados por los conflictos en Irán y Ucrania, y TotalEnergies ve su beneficio trimestral sostenido por un auge del refino.

Lo que dicen los precios de octubre

Los registros spot del 16 al 27 de octubre prolongan esta historia. El Brent se mantuvo en una zona muy alta, de 115,22 dólares el barril el 20 de octubre a un pico de 128,30 dólares el 23 de octubre, esto es, una subida del 11,4 % en tres sesiones, antes de retroceder a 123,10 dólares el 27. El WTI, en cambio, siguió una trayectoria inversa: de 110,01 dólares el 19 de octubre a 103,37 dólares el 27, un retroceso de alrededor del 6 %.

El resultado es un diferencial Brent/WTI que se abrió bruscamente. Fue de 7,33 dólares el 20 de octubre, de 13,42 dólares el 21, de 21,12 dólares el 22 y luego de 22,87 dólares el 26 de octubre (128,12 dólares frente a 105,25 dólares), antes de volver a 19,73 dólares el 27. El expediente no permite atribuir esta ampliación a una causa precisa; sí señala, en cambio, un mercado en el que el crudo de referencia mundial se tensa notablemente más que el crudo estadounidense, lo que es coherente con un entorno de suministro perturbado a escala internacional.

En cuanto a los productos, el queroseno estadounidense osciló entre 4,444 y 4,686 dólares por galón en el periodo, con un máximo el 23 de octubre y 4,444 dólares el 27. Convirtiendo a 42 galones por barril, se obtienen unos 187 dólares por barril, es decir, unos 64 dólares por encima del Brent spot del día y más de 80 dólares por encima del WTI. No se trata de un crack spread oficial: el expediente no contiene ni series de margen ni precios del diésel, y los productos no se registran en el mismo lugar que los crudos. Pero el orden de magnitud es lo bastante claro para ilustrar por qué se dispararon las acciones del refino. Por el contrario, el gas natural Henry Hub se debilitó de 3,28 dólares por mmbtu el 19 de octubre a un mínimo de 2,52 dólares el 26, antes de un rebote a 2,76 dólares el 27.

Las majors, dobles beneficiarias de un mercado tensionado

El modelo integrado rara vez ha parecido tan pertinente. Una compañía como Chevron, Shell o BP se beneficia a la vez del precio del crudo en el upstream y del margen sobre los productos en el downstream. En el tercer trimestre, ambas patas jugaron en la misma dirección, lo que explica unas ganancias cercanas al 20 % para la mayoría de los actores del grupo y un beneficio en fuerte aumento en BP, donde los resúmenes disponibles insisten en el papel del refino y del trading. Sobre el importe exacto del beneficio, las fuentes del expediente discrepan (8.600 millones de dólares presentados como un récord en un caso, 4.700 millones presentados como un cuádruple en el otro): nos quedamos con la dirección, una progresión muy fuerte interanual, sin decidirnos entre ambas cifras. Un titular indica además que la acción de BP subió un 39 %.

Estos grupos se muestran también más disciplinados que en cumbres anteriores del ciclo: balances reforzados, gastos contenidos, dividendos y recompras de acciones. Una señal, no obstante, merece seguimiento: Chevron prepara un fuerte aumento de sus gastos de exploración en 2027. Es el tipo de decisión que, sumada a las de otros actores, acaba alimentando una respuesta de la oferta y erosionando la escasez que sostiene hoy los beneficios.

El gas, gran ausente de la fiesta

El gas natural estadounidense cuenta otra historia. Los futuros retrocedieron un 7,6 % en el tercer trimestre, para cerrar justo por encima de los 3 dólares por mmbtu, prolongando un año difícil. Los registros de octubre muestran que el precio ha pasado desde entonces por debajo de ese umbral, a 2,76 dólares el 27 de octubre. Esta debilidad se leyó directamente en los títulos de los productores con predominio gasista: Comstock Resources perdió un 17,4 %, EQT un 8,4 %, Expand Energy un 7,2 %, Advantage Energy un 5,7 % y Antero Resources un 5,0 %.

La razón es estructural: petróleo y gas obedecen a dinámicas de oferta y demanda diferentes. Las perturbaciones que tensan los mercados de carburantes de transporte no tienen equivalente inmediato en el gas estadounidense, cuyo precio depende ante todo del mercado interno. El contraste con Europa es llamativo: en Francia, el precio de referencia de venta del gas, publicado por la Comisión de Regulación de la Energía, subirá un 6,6 % el 1 de noviembre hasta alcanzar 194,90 euros TTC el megavatio hora de media, debido al alza de los precios mayoristas de septiembre. Dos mercados gasistas, dos trayectorias.

En este contexto se inscribe el estudio de viabilidad decidido en Montreal los días 29 y 30 de octubre entre Canadá y la Unión Europea sobre eventuales exportaciones de gas natural licuado. Por ahora no se ha fijado ningún volumen, precio, calendario ni terminal adicional: es una orientación diplomática, no un contrato, y no cambia nada los precios del día.

Buques tanque y oleoductos: dos caras del midstream

El midstream es el mejor ejemplo de cómo una misma etiqueta sectorial puede abarcar dos mercados opuestos. Los armadores de buques tanque se beneficiaron de rutas comerciales desorganizadas y de flujos petroleros modificados, que alargan las distancias recorridas y valorizan cada unidad de capacidad de transporte disponible. Las noticias del periodo, con nuevos ataques a petroleros cerca del estrecho de Ormuz, apuntan en esa dirección.

Los oleoductos tradicionales, en cambio, obtienen sus ingresos de volúmenes y tarifas poco sensibles a los precios de las materias primas. Su perfil de rentabilidad los hace vulnerables cuando suben los tipos y los inversores encuentran rentabilidades competidoras en otros lugares. Resultado: caídas de entre el 4,8 % y el 13,1 % para los grandes nombres norteamericanos, mientras los buques tanque se disparaban.

La geopolítica del Golfo da la medida del riesgo subyacente. El oleoducto este-oeste saudí, utilizado para sortear el estrecho de Ormuz, fue atacado por drones y quedó parado durante dos semanas; vuelve a funcionar, y la ruta de exportación desde el puerto de Yanbu, en el mar Rojo, se ha restablecido. Riad ha subrayado, por boca de su ministro de Energía Abdulaziz bin Salman durante el congreso WPC en Riad, que la resiliencia se mide por la capacidad de reparar, sortear y seguir entregando bajo presión. Al mismo tiempo, los dirigentes de ExxonMobil, Shell, BP y TotalEnergies renunciaron a desplazarse tras los ataques con misiles de los hutíes contra el aeropuerto de Riad, que causaron 14 muertos: un indicio del coste operativo del riesgo, que va más allá de la mera logística petrolera.

El consumidor europeo al final de la cadena

La tensión sobre los productos acaba llegando al surtidor. En Francia, el gasóleo oscila desde principios de octubre entre 2,30 y 2,40 euros el litro de media. El Gobierno ha decidido liberar 10 millones de barriles de las reservas estratégicas, con una repercusión anunciada sobre los consumidores a partir del 1 de noviembre; las horquillas de bajada adelantadas van de 10 a 12 céntimos en una presentación a 12 a 18 céntimos en otra, lo que refleja la incertidumbre sobre el efecto real. TotalEnergies se anticipó al movimiento bajando sus precios ya el sábado 31 de octubre en 705 estaciones, lo que inquieta a las estaciones independientes, ya fragilizadas, que temen no poder seguir el ritmo.

La elección de recurrir a las reservas estratégicas de gasóleo y no a otra medida es reveladora: es la oferta de productos, y no la de crudo, la que los poderes públicos buscan aliviar. Pero una reserva es una respuesta temporal: no crea capacidad de refino adicional.

Los límites de la lectura

Varias reservas se imponen. Primero, el periodo: las rentabilidades bursátiles cubren el trimestre cerrado a finales de septiembre, mientras que los registros de precios se extienden del 16 al 27 de octubre, es decir, ocho sesiones de bolsa. Después, la ausencia de datos directos: el expediente no contiene ni margen de refino, ni precios del diésel, ni niveles de existencias, ni volúmenes de demanda. El acercamiento entre queroseno y crudo es un orden de magnitud, no una medida de margen. Tercero, las causas de la ampliación Brent/WTI no se descomponen. Por último, las cifras de beneficio de BP, contradictorias según los resúmenes, impiden extraer más que una tendencia.

Queda la advertencia central: el refino es un negocio cíclico. Unos márgenes excepcionales atraen tarde o temprano una respuesta de la oferta, frenan la demanda o se evaporan cuando regresan las capacidades perturbadas. Comprar un refinador tras una subida del 50 % en un trimestre es pagar unas perspectivas muy distintas de las de hace tres meses.

Conclusión: un mercado de cuellos de botella, no de escasez general

Lo que muestran en conjunto las rentabilidades bursátiles y los precios de octubre es un mercado en el que el crudo es caro pero donde la verdadera escasez está aguas abajo: en la capacidad de refinar y de transportar. Los refinadores y los armadores se llevaron la mayor parte de las ganancias, las majors integradas captaron una parte de ambos efectos, y los gasistas y los oleoductos quedaron al margen. Esta configuración depende de la duración de las perturbaciones en Rusia y en Oriente Medio, que el expediente no permite estimar. Sobre todo, recuerda que invertir o abastecerse en energía ya no se reduce a apostar por el precio del petróleo: cada eslabón de la cadena obedece a su propia lógica, y quienes se benefician de un shock pueden ser sus víctimas unos meses después.

Este artículo ha sido redactado con la ayuda de la inteligencia artificial y verificado por nuestro equipo editorial.