DEL ESTRECHO AL TÚNEL DE ORMUZ

DEL ESTRECHO AL TÚNEL DE ORMUZ

La situación del mercado energético, lejos de estabilizarse, continúa inmersa en una elevada volatilidad, impulsada por el conflicto entre Estados Unidos e Israel, por un lado, e Irán, por el otro, así como por la escalada de tensiones y los bloqueos en el estrecho de Ormuz. A ello se suman los continuos ataques contra refinerías e infraestructura rusa en el mar Negro, en el contexto del conflicto ruso-ucraniano, así como el endurecimiento generalizado de las políticas migratorias en la Unión Europea y otros acontecimientos relevantes en el hemisferio occidental en torno a la llamada Doctrina Donroe (Monroe + Donald). Por los momentos, los precios del crudo y del gas natural están al alza debido a inventarios precarios y a la incertidumbre sobre el futuro inmediato y las negociaciones en Medio Oriente.

Fundamentos

La inestabilidad global se ha mantenido prácticamente sin cambios respecto a la semana anterior. Tanto Irán como EE.UU. afirman tener el control del estrecho de Ormuz. Sin embargo, los datos disponibles sugieren una reducción significativa del tránsito marítimo, con apenas 10 a 15 tanqueros diarios frente a los cerca de 100 que circulaban antes del conflicto.

La ruta alternativa utilizada por Arabia Saudita también entraña riesgos, en particular al cruzar el estrecho de Bab el-Mandeb, que da salida al mar Rojo para una proporción significativa de su producción. Tras el vencimiento del memorando de tregua firmado en junio entre EE.UU. e Irán, el entorno estratégico parece haber cambiado de manera sustancial. Las reglas, acuerdos y supuestos previos han perdido vigencia y el margen de incertidumbre se ha ampliado considerablemente. Los registros satelitales de julio indican que los ataques y amenazas iraníes desplazaron parte del tráfico hacia aguas territoriales bajo control iraní, alejándolo de los corredores protegidos por Estados Unidos y Omán en aguas omaníes.

El presidente Trump volvió a alterar el tablero internacional al anunciar su intención de declarar el estrecho de Ormuz como “territorio estadounidense” de facto, en caso de una hipotética derrota militar de Irán. También planteó un esquema de negociación secuencial, en el que Teherán debería aceptar primero la reapertura del estrecho y, posteriormente, una revisión de su programa nuclear.

Como era previsible, la respuesta iraní fue un rechazo frontal. El nuevo mando militar designado por Mojtaba Khamenei condicionó cualquier reapertura de la vía marítima al levantamiento del bloqueo económico por parte de Washington, a la liberación de los activos iraníes retenidos y al cese de las hostilidades en Gaza y en el Líbano. Todo esto suma una negociación estancada.

En paralelo, la guerra de Rusia contra Ucrania continúa desgastando a ambas partes. La situación presenta una paradoja: la relativa inmovilidad territorial convive con una destrucción masiva, especialmente de la infraestructura energética ubicada en territorio ruso. El mayor impacto reciente proviene de los ataques aéreos ucranianos que han dañado gravemente instalaciones de refinación y de transporte de crudo y de productos petroleros rusos. Entre los objetivos más recientes figuran refinerías en Bashkortostán y Yaroslavl, así como la base naval de Novorossíisk, considerada por el presidente Zelenski como el “último bastión principal de la flota rusa del Mar Negro”, donde fueron alcanzados buques de guerra rusos. A su vez, Rusia ha intensificado los bombardeos contra centros urbanos como Zaporiyia, utilizando misiles balísticos norcoreanos, mientras que las fuerzas de Kiev habrían recuperado 26 localidades clave en el sureste, en particular en Dnipropetrovsk y Donetsk.

Fuentes de inteligencia advierten que Moscú estaría entrenando un contingente de entre 30.000 y 50.000 soldados norcoreanos para una ofensiva de gran escala en otoño.

IMPACTO SOBRE LA ENERGÍA

El impacto combinado de ambos conflictos sobre el mercado petrolero es significativo y multidimensional. La consecuencia más relevante es la reducción del suministro de crudo, de productos refinados y de gas licuado provenientes de Medio Oriente. En el caso del crudo y de los productos refinados, estimamos que el mercado no está recibiendo aproximadamente 2,0 millones de barriles por día y 700 000 barriles por día, respectivamente.

A ello se suma el efecto ruso, que complica aún más los balances globales debido a las restricciones logísticas a la exportación de crudo y a la caída de las exportaciones de diésel y gasolina, lo que incrementa la presión sobre el sistema refinador mundial. El resto del mundo ha contribuido de manera limitada a compensar el estrechamiento del suministro proveniente del golfo Pérsico. Hasta ahora, solo Brasil y Canadá han registrado incrementos relevantes en su producción.

No obstante, los inventarios mundiales de crudo parecen mantenerse relativamente estables, lo que podría interpretarse como una reducción coyuntural de la demanda. Este sería el caso de China, que estaría moderando sus importaciones para evitar compras a precios elevados. En este contexto, los pronósticos de demanda petrolera se dividen principalmente en dos visiones:

La Agencia Internacional de la Energía (IEA, por sus siglas en inglés)) Prevé en su informe de agosto de 2026 que la demanda global de crudo sufrirá una contracción histórica de 1,6 millones de barriles por día (MMbpd), lo que situará el consumo total en 103,29 MMbpd. Esto supone un recorte adicional de 510.000 b/d respecto a sus estimaciones de julio. Sin embargo, para 2027 proyecta un fuerte rebote con un crecimiento de 2,4 MMbpd en la demanda global.

La otra visión, la de OPEP, prevé que la demanda mundial de petróleo crezca 580 000 barriles por día (Mbpd) interanualmente en 2026, tras una ligera revisión a la baja respecto a la evaluación del mes pasado. Se prevé que la demanda de la OCDE disminuya ligeramente en unos 40 MBPD, mientras que la de los países no pertenecientes a la OCDE crecerá en unos 600 MBPD. Se prevé que la demanda mundial de petróleo en 2027 crezca en unos 2,2 MMBPD interanualmente, tras una revisión al alza respecto a la evaluación del mes pasado.

En el hemisferio americano, la política exterior de la administración Trump, la “Doctrina Monroe”, empieza a consolidarse. Con base en su Estrategia de Seguridad Nacional, Washington busca erradicar la influencia de China y Rusia en el hemisferio americano. Tras el derrocamiento de Nicolás Maduro en Venezuela, el foco de la presión geopolítica se ha desplazado hacia Cuba. En Latinoamérica se oficializan planes de despliegue y alianzas militares (con la reciente incorporación de Colombia) destinados a combatir el narcoterrorismo mediante intervenciones tácticas directas. Esta política podría derivar en incentivos para el desarrollo de la producción petrolera y de gas en gran parte del continente, como parte de un proceso de diversificación de los centros de suministro; por supuesto, con resultados a mediano y largo plazo.

Precios del petróleo

Todas estas incertidumbres y cambios geopolíticos han mantenido el mercado de los hidrocarburos fuera de equilibrio, al intentar determinar qué vector geopolítico prevalecerá. La incertidumbre aumenta la percepción de riesgo y así se han movido las previsiones de precios en el mercado: volatilidad y tendencia al alza. Como contrapartida, las expectativas de crecimiento del PIB mundial para 2026 se han reducido al 2,5%, según el Banco Mundial.

El crudo Brent inició la semana rondando los $84,7/bbl y cerró el viernes 14 de agosto al alza, cotizando a $88,52/bbl, con un repunte semanal de cerca del 6,0%. El crudo WTI siguió una tendencia idéntica, subiendo desde los $79,3/bbl iniciales hasta consolidarse en $82,40/bbl al cierre de la jornada el viernes. Esta escalada se vio ligeramente atenuada hacia la mitad de la semana por los informes del EIA que reflejaron un aumento en los inventarios comerciales de EE.UU., una variable que puede ser intrascendental dentro del cuadro global actual.

Precios del gas natural

El comportamiento de los precios del gas natural mostró dinámicas distintas en Estados Unidos y Europa, fuertemente influidas por olas de calor extremas y tensiones geopolíticas en el suministro. En EE.UU., los futuros del gas natural registraron su primera ganancia semanal acumulada desde junio. Las temperaturas récord, que superaron los promedios históricos en el sur y el oeste, dispararon el consumo de electricidad para el aire acondicionado. Así, la referencia de Henry Hub cerró la semana entre 2,73 y 2,76 USD/MMbtu.

En Europa, el mercado mostró una fuerte volatilidad, que alcanzó picos importantes antes de estabilizarse al cierre de la semana. A principios de semana, el índice de referencia holandés (TTF) para el contrato de septiembre dio un salto superior al 6%, superando los 58 EUR/MWh, y cerró el viernes 14 de agosto en 60,72 EUR/MWh. Los cargamentos provenientes de Catar no llegaron, lo que obligó a Europa a competir agresivamente con Asia en el mercado spot de gas licuado. Los inventarios de gas natural de la Unión Europea se encuentran en niveles peligrosamente bajos para esta época del año.

VENEZUELA

EL TUTELAJE DE EE. UU. ACELERA LA TRANSICIÓN

Aunque la experiencia indica que hay que ser prudente con las expectativas de obtener resultados ejecutables de las negociaciones entre los representantes del régimen (AN2025) y la oposición (AN2015), los acuerdos anunciados por los negociadores dan pie a cierto optimismo.

Entre los primeros pasos previstos destaca el anuncio de que se adelantará la designación de un nuevo Tribunal Supremo de Justicia, con la esperanza de que sea integrado por juristas imparciales, condición necesaria no solo para establecer las bases de una transición real, sino también para la recuperación económica. Dado el papel tutelar que ejerce Estados Unidos en el proceso actual y su interés explícito en promover la inversión privada, asignamos a esta etapa una probabilidad razonable de éxito, a pesar de los resultados negativos de las ocho rondas de negociación anteriores.

Las sesiones permanentes de negociación, conforme a lo previsto, concluyeron con acuerdos anunciados por Dinorah Figuera y Jorge Rodríguez. El resumen de los principales compromisos es el siguiente:

• Renovación total del sistema judicial y reestructuración del TSJ. Se acordó activar un nuevo proceso de postulación para renovar y designar a todos los magistrados del Tribunal Supremo de Justicia (TSJ). El objetivo de la delegación opositora es garantizar la independencia de los jueces y evitar obstáculos legales a lo acordado en adelante.
• Comité de Postulaciones: Ambas partes acordaron reformar la Ley Orgánica del TSJ, así como ampliar y renovar el Comité de Postulaciones Judiciales.
• Consejo de Revisión: Se creará un consejo paritario encargado de fiscalizar los baremos de evaluación, las credenciales y los requisitos constitucionales de los aspirantes.
• Metas temporales: De acuerdo con los voceros, la designación formal de las nuevas autoridades judiciales se prevé para noviembre.
• Recuperación de Activos Exteriores para Emergencias. Ambas delegaciones acordaron «concentrar esfuerzos» conjuntos para tramitar la recuperación de las reservas internacionales de oro venezolanas que permanecen bajo custodia del Banco de Inglaterra.
• Ruta hacia el Poder Electoral, Garantías Políticas y Renovación del CNE. El eje político de fondo apunta a la designación de un nuevo CNE para diciembre, a fin de destrabar la crisis institucional y programar las elecciones presidenciales con plenas garantías.
• Presos políticos. Se abrieron canales técnicos de diálogo para concretar e instrumentar la liberación progresiva de las personas detenidas por motivos políticos. El gobierno interino anunció la liberación de 130 presos políticos. Las ONG han confirmado que el proceso había comenzado; hasta el sábado, habían identificado 73 excarcelaciones.

La tozuda economía

En el plano económico, la Sala Constitucional del TSJ declaró el 12 de agosto la constitucionalidad del Decreto N.º 5.414, mediante el cual el Ejecutivo, encabezado por Delcy Rodríguez, declaró el Estado de Emergencia Económica por 60 días. El objetivo declarado del decreto es agilizar la movilización de recursos financieros para atender el severo impacto estructural provocado por los dos terremotos ocurridos el 24 de junio, aunque siempre hay que ser escéptico sobre si existen objetivos ulteriores de control social.

El Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) presenta su Reporte Macroeconómico de Venezuela correspondiente al primer semestre de 2026, en el que proyecta un crecimiento del producto interno bruto (PIB) cercano a 6,5 % para 2026, con una inflación anual de 385 %. Cabe recordar que la inflación mensual de julio alcanzó el 20%.

Según el mismo reporte del PNUD, los daños directos del doblete sísmico de junio se estiman en US$6.700 millones, equivalentes a aproximadamente el 6% del PIB. Por otro lado, se reporta que la catástrofe natural deja un saldo de más de 20.000 personas damnificadas en campamentos transitorios, lo que ha generado una crisis humanitaria que ha afectado la popularidad del gobierno interino.

A ello se suman los continuos apagones y el severo racionamiento eléctrico, que también han generado descontento social y masivas concentraciones ciudadanas frente a las sedes de Corpoelec. Por esta erosión de la aprobación popular del gobierno se debe la insistencia en recuperar el oro retenido en Inglaterra.

Economistas locales advierten que, aunque agosto podría mostrar una ligera desaceleración, la persistente depreciación mensual de dos dígitos del bolívar continúa erosionando el poder adquisitivo real. La tasa oficial siguió depreciándose hasta ubicarse en 771 Bs./US$, mientras que la alternativa ascendió a 874 Bs./US$, lo que mantiene una brecha cercana al 14%.

Según el interinato y sus asesores, el país arrastra una deuda histórica estimada en US$240.000 millones. Sin embargo, el inesperado aumento de US$70.000 millones en la deuda respecto de las cifras previamente reportadas (US$170.000 millones) no ha sido documentado ni explicado y podría corresponder a una estimación sugerida por Centerpoint Partners, asesores del régimen, sin respaldo auditable. En cualquier caso, al parecer, los acreedores internacionales de Venezuela exigen que primero se consolide plenamente la legitimidad política e institucional antes de avanzar con la renegociación de la deuda en default. Por otra parte, la sinceración de las proyecciones petroleras derivadas del desempeño observado este año no respalda una reestructuración de la deuda a corto plazo.

Apertura a capitales privados

En cuanto al proceso de apertura a la inversión privada, se anunció la firma de un contrato definitivo entre el Gobierno de Venezuela y la empresa de ingeniería IMPSA para reactivar, culminar y modernizar la Central Hidroeléctrica Tocoma, así como optimizar la Central Hidroeléctrica Macagua, en el estado Bolívar. El objetivo es incorporar un total de 672 MW al Sistema Eléctrico Nacional. Esta asignación directa, aunque celebrada desde Washington, ha suscitado cuestionamientos por falta de transparencia.

Los resultados de la supuesta asignación de bloques de producción a inversionistas privados no parecen haber sido acelerados por la publicación del reglamento de la LOH reformada. Las razones son variadas, desde indefiniciones legales hasta el exceso de discrecionalidad y procedimientos poco transparentes. Además, la falta de condiciones de estabilidad y de seguridad jurídica que requieren las grandes petroleras para invertir cuantiosas sumas en el país sigue siendo una deuda de la administración.

En lo que luce como un movimiento propagandístico y estratégico para contrarrestar los resultados poco halagadores de la apertura del sector, el gobierno venezolano anuncio que firmó el 14 de agosto macro acuerdos energéticos con British Petroleum (BP), XRG (Emiratos Árabes Unidos) y UCC Holding (Catar) para el desarrollo y la producción de yacimientos gasíferos marinos, que viene a complementar las ya firmadas con Shell para el desarrollo del campo Dragon el norte de Paria y la primera etapa del desarrollo del yacimiento compartido con trinidad, Loran-Manatee. Esos nuevos contratos se refieren al desarrollo de la 2.ª fase de Loran-Manatee y del campo Cocuina-Manakin. No se conocen las razones técnicas para el desarrollo de Loran en dos etapas; preliminarmente, parece que está relacionado con el interés en acoger a estos “importantes” inversionistas más que con las realidades geológicas de la acumulación.

Estos contratos envían una señal ambigua sobre la apertura petrolera. Por un lado, se rigen por la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos y por un reducido riesgo país, ya que gran parte de las inversiones se realizarán fuera del territorio nacional y la producción de gas natural será enteramente para el consumo interno de Trinidad.

Por el lado petrolero, hasta la fecha, los únicos proyectos relevantes que han recibido mención pública son: (1) la participación de Batista Brothers en PetroRoraima; (2) el anunciado regreso de ONGC como operador en la Faja Orinoco; (3) el anuncio de ENI sobre el desarrollo de la parte de exploración y producción de su bloque Junín 5 en la Faja del Orinoco, a pesar de los indicios de que ENI podría estar buscando desinvertir parte o todos sus activos venezolanos; y (4) la reducción de participación de Harry Sargeant II en NABEP, aunque el estado de la licencia de la OFAC sigue siendo incierto y la noticia ha traído a la palestra el rol de Alejandro Betancourt (Derwick Associates) como interlocutor entre USA y el interinato.

En resumen, los proyectos de gas natural costa afuera para exportar a Trinidad parecen bien encaminados y posiblemente comiencen a producir en el 2.º semestre de 2027 en el norte de Paria y durante 2028 en la Plataforma Deltana. Por el contrario, la combinación de falta de institucionalidad, de transparencia y de condiciones fiscales, dependiendo de la discrecionalidad del ejecutivo, hará que las inversiones en los Campos Petroleros se retrasen o se vean obligadas a esperar a que se logren condiciones políticas estables. De modo que la producción de fin de año 2026 variará muy poco respecto a la actual.

Operaciones Petroleras

Los apagones y el racionamiento eléctrico continuaron siendo una variable determinante en las operaciones y se han convertido en un foco de atención para el régimen. PDVSA Gas prometió aumentar los volúmenes de gas disponibles para satisfacer la demanda de las termoeléctricas. Se anuncia el mantenimiento y la puesta en servicio de termoeléctricas actualmente fuera de línea y, a más largo plazo, la recuperación y el mantenimiento de la capacidad hidroeléctrica.

Uno de los temas que más comentarios genera entre los analistas es el de los niveles de producción, que se usan como proxy de la recuperación o no de la industria de los hidrocarburos. Para ponernos en contexto sobre las cifras de producción, hagamos referencia a las cifras que publica la OPEP mensualmente basadas en las denominadas fuentes secundarias (en contraste con las cifras oficiales).

El gráfico adjunto muestra la comparación entre las cifras de la OPEP y los estimados que elaboramos cada semana en esta publicación. Como se puede ver, las cifras de la OPEP siempre son ligeramente superiores a las nuestras. Una posible explicación de la diferencia entre las dos cifras es que los volúmenes que reporta la OPEP son el agregado de la producción de campo, del volumen de diluente importado utilizado para el crudo extrapesado de la faja y de los volúmenes de condensado (hidrocarburos mayores de 40 grados API), que formalmente deberían reportarse por separado.

En el gráfico también se evidencia que la diferencia aumenta a partir de febrero de 2026. Esa mayor diferencia se relaciona con el manejo del inventario de crudo acumulado entre diciembre de 2025 y principios de enero de 2026. En otras palabras, una contabilidad de parte del inventario como producción, sobre todo de volúmenes en tanqueros que han sido reciclados en el sistema e identificados como producción mensual y exportados durante los 7 meses siguientes. Estimamos que, a partir de septiembre, una vez agotados los inventarios, las curvas tenderán a cerrarse, manteniendo únicamente la diferencia tradicional por la contabilización del diluente importado y de los condensados como crudo de formación.

En la semana del 8 al 14 de agosto, se produjeron 966 Mbpd de crudo, distribuidos geográficamente como sigue:

Occidente: 276

Oriente: 109

Faja del Orinoco: 581

Total: 966

En las refinerías nacionales se procesaron 268 Mbpd de crudo y productos intermedios, con una producción de gasolina y diésel de 81 y 79 Mbpd, respectivamente.

El Complejo petroquímico de José mantenía una utilización de sus plantas de metanol y de amoníaco/urea del 68% de su capacidad, limitada por la disponibilidad de gas natural.

Las exportaciones a mediados de agosto apuntan a unos 720 Mbpd de crudo.

La cesta venezolana, reflejando el comportamiento de los precios internacionales, alcanzó un promedio de $74,1/BBL.