El shock de Ormuz ya no solo remunera al barril

Cuando un estrecho por el que transitaba el 20 % del petróleo mundial queda efectivamente bloqueado, el reflejo consiste en mirar el precio del crudo. Los resultados publicados esta semana por Saudi Aramco invitan a desplazar la mirada. El verdadero ganador del shock de aprovisionamiento no es solo el productor de crudo, sino el eslabón intermedio: la refinería, el tubo y el almacenamiento. La tesis que defiende este análisis es simple: el conflicto ha desplazado la renta del crudo hacia el refino y la logística de circunvalación, y el capital empieza a reposicionarse en consecuencia.

El dossier reunido aquí no permite probarlo todo, y lo diremos. Sin embargo, permite ensamblar una cadena causal coherente, de la guerra a los márgenes, de los márgenes a las transacciones y después de las transacciones a las infraestructuras.

Aramco: un beneficio que habla primero de refino

El grupo saudí obtuvo en el tercer trimestre un resultado neto ajustado de 31.200 millones de dólares, un 9 % más interanual y por encima de las expectativas de los analistas. El precio medio al que vendió su petróleo alcanzó unos 95,20 dólares por barril, frente a 70,10 dólares un año antes, lo que supone un avance de algo más de un tercio. Si el beneficio solo progresa un 9 % mientras el precio de venta se dispara cerca del 35 %, es porque los volúmenes pesan: la producción de petróleo y líquidos aumentó un 15 % de un trimestre a otro, pero sigue por debajo del nivel del año pasado.

La cifra más elocuente se encuentra en otro lugar. El resultado antes de intereses e impuestos de las actividades de downstream, que agrupan refinerías y trading, se multiplicó por más de tres hasta alcanzar un récord de más de 10.000 millones de dólares. Dicho de otro modo, una parte determinante del rendimiento del trimestre proviene de la transformación del crudo en productos, y no de su sola extracción. Las demás grandes compañías petroleras, de BP a ExxonMobil pasando por Chevron, también se beneficiaron del encarecimiento de los márgenes de refino durante el periodo.

Aramco mantuvo su dividendo base en 21.900 millones de dólares, cubierto por un flujo de caja disponible de 28.200 millones. Su endeudamiento neto sobre fondos propios bajó al 5,5 % a finales de septiembre, frente al 6,2 % a finales de junio. Esta solidez financiera cuenta para un Estado cuyos gastos dependen de los ingresos de la energía y de los dividendos del grupo.

Por qué los productos refinados son más escasos que el crudo

El mecanismo es contraintuitivo. Los flujos de crudo procedentes del Golfo se restablecieron en parte: las exportaciones saudíes observadas el mes pasado volvieron a unos 7 millones de barriles diarios, un nivel de antes de la guerra. En cambio, los envíos de productos refinados se han retrasado y mantienen precios elevados. El factor estructural es la capacidad de refino: las guerras en Oriente Medio y en Rusia han dejado fuera de juego alrededor del 10 % de la capacidad mundial de producción de carburantes.

Cuando una decena de puntos de capacidad desaparece en un sistema que ya funciona cerca de sus límites, las refinerías restantes, fuera de las zonas de conflicto, quedan en posición de fuerza. Compran un crudo cuya oferta se ha restablecido parcialmente y venden productos cuya oferta sigue constreñida. La diferencia entre ambos es el margen de refino, y es lo que ha alimentado el récord de Aramco en downstream así como los resultados de las demás majors.

El capital sigue la renta: el ejemplo de CVR y Marathon

Los mercados de transacciones reaccionaron de inmediato. CVR Energy, refinería controlada por el inversor Carl Icahn, acordó comprar dos refinerías a Marathon Petroleum por más de 4.000 millones de dólares, 4.200 millones según el titular del anuncio. El contexto es explícito: los conflictos en el Golfo y en Rusia han apartado una parte notable de la capacidad mundial de refino, procurando beneficios considerables a las refinerías situadas en otros lugares.

La lectura analítica es clara. Un comprador que paga más de 4.000 millones de dólares por activos de refino, en plena época de márgenes excepcionales, apuesta bien por la persistencia de esos márgenes, bien por el valor de escasez de la capacidad. En ambos casos, valida la idea de que el refino fuera de la zona de conflicto se ha convertido en un activo estratégico. Otros movimientos del día van en el mismo sentido, aunque el dossier solo entregue los titulares: cesión por Shell de una participación gasística australiana a XRG, de Abu Dabi, por 1.450 millones de dólares, y acuerdo de suministro de GNL de cinco años entre ADNOC Gas y TotalEnergies. Estas operaciones traducen la misma preocupación por asegurar volúmenes y posiciones, sin que se puedan extraer más conclusiones.

Circunvalar Ormuz: la inversión en los tubos

La segunda respuesta del mercado es física. Aramco confirmó que la ampliación de su pipeline Este-Oeste y de redes complementarias ya está en marcha. Esta conducción puede transportar hasta 7 millones de barriles diarios. El ministro saudí de Energía indicó el mes pasado que el reino deseaba elevar su capacidad de exportación por pipeline hasta 10 millones de barriles diarios, reconvirtiendo un gasoducto doméstico e invirtiendo en la red existente. El grupo dispone hoy de tres opciones de exportación, por el Golfo vía Ormuz, por el estrecho de Bab el-Mandeb y por el canal de Suez, y lleva a cabo estudios de ingeniería para otras rutas, cuyos detalles no divulgará antes de las decisiones finales de inversión.

Esta elección es reveladora. El chokepoint, que hasta ahora transportaba el 20 % del aprovisionamiento petrolero mundial, ha modificado las prioridades de inversión de los productores de la región. El pipeline convierte la redundancia logística en un activo en sí mismo. No está exento de riesgo: el oleoducto Este-Oeste ha sido atacado en varias ocasiones durante la guerra, incluido en septiembre desde Irak, lo que lo mantuvo parado unos días. Aramco estudia igualmente capacidades de almacenamiento adicionales en el extranjero. Esta acumulación de medidas indica que el grupo no considera la crisis como un paréntesis.

Un coste logístico e inflacionista que se difunde

La renta de unos es el coste de otros. Se han contabilizado más de 130 ataques a petroleros desde el inicio del conflicto, principalmente contra superpetroleros (VLCC) capaces de transportar 2 millones de barriles. Las tarifas de flete se han multiplicado por más de 15 en un año. El consejero delegado de Aramco, Amin Nasser, ve en ello un factor de inflación a escala mundial, con costes de transporte más elevados, escasez de fertilizantes y efectos sobre la alimentación y los bienes de consumo.

Los mercados financieros lo notan. El Nasdaq-100 cerró en zona de corrección, más de un 10 % por debajo de su récord del 6 de octubre, y un analista de Futurum Group, Daniel Newman, señala que un alto el fuego haría más por los valores de la inteligencia artificial que cualquier publicación de resultados, porque un petróleo más barato alivia la presión sobre una eventual subida de tipos en diciembre y reduce el coste del capital para los constructores de centros de datos. El canal es, por tanto, doble: la energía encarece los costes reales y el coste del dinero.

No obstante, conviene distinguir lo que corresponde al petróleo de lo que no. Huawei Digital Power prevé subidas de precios del 5 % al 15 % en varias gamas de equipos solares y de almacenamiento, tras medidas comparables de Sungrow (5 % a 15 %), Growatt (5 % a 10 %), Inovance (5 % a 15 %) y Kehua (5 % a 15 %). Los motivos invocados son el cobre, cuyo precio al contado en el LME superó los 14.700 dólares la tonelada a mediados de octubre, los circuitos impresos y los componentes de memoria. Es otra ola de inflación de costes industriales, que se superpone al shock petrolero sin derivarse directamente de él.

Europa: señales que leer con prudencia

Los datos de energía del dossier conciernen al gas y la electricidad europeos. No permiten medir directamente el efecto del bloqueo de Ormuz, pero dibujan un mercado bajo tensión. El 30 de octubre, los precios day-ahead de la electricidad se situaban en 254,14 euros el MWh en Suiza, 250,85 en la República Checa, 250,56 en Dinamarca (DK-1) y 211,19 en Portugal, frente a 77,51 en Finlandia. La diferencia entre Suiza y Finlandia supera el triple, es decir, cerca de 177 euros el MWh: la dispersión regional es considerable.

A título de orden de magnitud, un estudio de la asociación española UNEF evalúa el precio day-ahead medio español en 60,2 euros el MWh entre enero de 2025 y junio de 2026, y en 112 euros el MWh sin la producción solar. Comparar un día con una media de dieciocho meses tiene límites evidentes, pero el precio portugués del 30 de octubre se sitúa cerca del doble de ese escenario sin solar. En cuanto a los flujos físicos de gas, son volátiles: la entrada de Norpipe en Emden pasa de 402,5 GWh/día el 30 de octubre a 77,6 GWh/día el 31, y el punto de Tarvisio registra 144,4 GWh/día en entrada el 30 frente a 17,2 GWh/día en salida el 31. El dossier no dice si se trata de un retroceso real o de una publicación parcial, y el dato de Zevenaar para el 31 falta. Por último, una nota de la AIE, de la que solo disponemos del resumen, indica que el bajo nivel de las reservas de gas de la UE prolongaría la tensión sobre el GNL hasta 2027. Este último elemento vincula el mercado del gas a la tesis de una escasez duradera, sin demostrarla.

La demanda, el otro pilar de la tesis

El consejero delegado de Aramco anticipa un aumento de la demanda de líquidos de unos 2,4 millones de barriles diarios el año próximo, y estima que una vuelta a la normalidad tras la guerra exigiría aún 2 millones de barriles diarios para reconstituir unas reservas cuyo llenado podría llevar hasta dos años. Los niveles de almacenamiento se describen como extremadamente bajos tras una serie de liberaciones estratégicas. El grupo se declara dispuesto a elevar su producción hasta su plena capacidad de 12 millones de barriles diarios si fuera necesario.

Este argumento sostiene la tesis en profundidad: aunque la crisis se calme, la reconstitución de las reservas mantiene una demanda sostenida. Procede, sin embargo, de un productor que tiene interés en defender la solidez de la demanda, lo que invita a la prudencia. Más lejos en el mapa, otras señales muestran cómo la subida de precios atrae capitales: en El Tigre, en Venezuela, los alquileres de las casas adosadas amuebladas se han disparado un 33 % desde principios de año a medida que se instalan las empresas de servicios petroleros. Por su parte, el nuevo Africa Energy Bank, dotado de 5.000 millones de dólares de capital autorizado, se creó en respuesta a la retirada de los financiadores tradicionales de los combustibles fósiles. Estos dos ejemplos ilustran una lógica de capital local más que un efecto directo del shock de Ormuz.

Lo que podría contradecir la lectura

Varios elementos limitan el alcance del análisis. En primer lugar, la medida del beneficio: el aumento del 9 % del resultado ajustado de Aramco coexiste con un relato de beneficio en alza de más de un tercio según otra medida; el dossier no permite saber cuál refleja mejor la realidad económica del trimestre. Después, la producción de Aramco sigue siendo inferior a la del año pasado: la renta se construye sobre los precios y los márgenes más que sobre los volúmenes.

Sobre todo, la dimensión geopolítica es inestable. El petróleo retrocedió notablemente el lunes ante la esperanza de un diálogo entre Washington y Teherán, antes de rebotar tras los ataques estadounidenses reportados en la isla de Qeshm. El vicepresidente JD Vance se declara confiado en la perspectiva de un arreglo negociado. Tal arreglo, al restablecer los flujos de productos, comprimiría los márgenes de refino que sostienen la tesis. Por último, el dossier no contiene ningún valor de precio del Brent ni serie de márgenes de refino, lo que impide cuantificar con precisión la amplitud de la renta. Los precios de la electricidad europeos, por su parte, dependen de múltiples factores que no hemos aislado.

Conclusión: un desplazamiento real, una renta coyuntural

Lo que los datos permiten concluir está acotado. La renta del shock se ha desplazado del crudo hacia el downstream: el resultado downstream récord de Aramco, superior a 10.000 millones de dólares, la pérdida de alrededor del 10 % de la capacidad mundial de refino y la compra de refinerías por más de 4.000 millones de dólares forman un haz coherente. La inversión en tubos, con un pipeline Este-Oeste de una capacidad de 7 millones de barriles diarios que el reino quiere elevar a 10, y en almacenamiento muestra que los actores toman en serio el riesgo Ormuz en la duración.

Lo que los datos no permiten afirmar es la perennidad de los márgenes. Dependen de la duración del conflicto, de la reapertura de los flujos de productos y de la velocidad de reconstitución de las reservas. Para los decisores, la lectura prudente es distinguir las inversiones estructurantes, que seguirán siendo útiles en todos los escenarios, de los beneficios de refino actuales, que podrían absorberse rápidamente en caso de desescalada. El shock de Ormuz ha revelado que la seguridad energética se juega tanto en las refinerías, los pipelines y las bodegas de los petroleros como en los pozos.

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