Qué ocurriría si la guerra en Irán mantiene cerrado Ormuz

Un mes de guerra en Irán con el estrecho de Ormuz prácticamente cerrado no dejaría al mundo sin petróleo de un día para otro, pero sí provocaría una sacudida energética de alcance global. La caída de los cargamentos disponibles, el encarecimiento del transporte marítimo y la competencia por las reservas empujarían al alza los precios del crudo y del gas, con efectos posteriores en la electricidad, la industria y el coste de muchos productos.

España parte de una situación menos vulnerable que los países que compran directamente la mayor parte de su energía en el Golfo: importa crudo de distintos orígenes y dispone de reservas obligatorias para cubrir 92 días de consumo computable. Ese colchón ofrece tiempo, no aislamiento. El precio internacional también llega a los surtidores y a las empresas españolas, aunque el barril que falte no estuviera destinado originalmente a Europa.

La diferencia entre una interrupción breve y otra que dure semanas sería decisiva. Los oleoductos alternativos, las reservas de emergencia y otros productores amortiguarían parte del golpe, pero no sustituirían todo el flujo perdido. En el escenario descrito por la Agencia Internacional de la Energía (AIE), el problema no sería solo cuánto petróleo deja de salir, sino que una ruta esencial seguiría fuera de servicio cuando ya se hubieran agotado algunas respuestas inmediatas.

El cuello de botella que conecta el Golfo con el mercado mundial

Ormuz es la salida marítima del golfo Pérsico hacia el océano Índico y una de las rutas más importantes para el comercio de hidrocarburos. Arabia Saudí, Irak, Kuwait, Catar, Baréin, Emiratos Árabes Unidos e Irán utilizan el paso para exportar petróleo. Catar y Emiratos dependen también de él para embarcar buena parte de su gas natural licuado, o GNL, que se transporta en buques especializados.

Durante 2025 atravesaron el estrecho cerca de 20 millones de barriles diarios de petróleo y productos derivados. La AIE calcula que casi 15 millones correspondieron a crudo, alrededor del 34% del comercio mundial de crudo, mientras que casi otros 5 millones fueron productos petrolíferos. El volumen equivale a cerca de una cuarta parte del petróleo que se mueve por mar: no es toda la producción mundial, pero sí una porción enorme de la oferta que llega a compradores internacionales.

El gas añade otra capa de exposición. Por Ormuz pasó casi una quinta parte del comercio mundial de GNL, con Catar como exportador clave. A diferencia de algunos vecinos, Catar no cuenta con una red de gasoductos que pueda reemplazar a gran escala los buques bloqueados. Por eso, un cierre afecta a dos mercados distintos a la vez: el del petróleo, que condiciona el transporte y numerosas industrias, y el del gas, esencial para generar electricidad y producir calor y materias primas.

La concentración de los destinos tampoco significa que el efecto quede limitado a Asia. Según los datos citados por la AIE, China e India absorbieron juntas el 44% del crudo que cruzó el estrecho en 2025, y buena parte del resto también se dirigió a mercados asiáticos. Europa recibió directamente unos 600.000 barriles diarios, cerca del 4% de esos flujos de crudo. Pero cuando los compradores asiáticos compiten por cargamentos alternativos, la presión sobre los precios se transmite al mercado global.

Lo que muestran el tráfico y los precios en una crisis

El escenario de referencia describe una rápida caída del tránsito de petroleros tras el inicio del conflicto, el 28 de febrero de 2026. El paso, que registraba 37 buques diarios el 27 de febrero, llegó a quedarse sin tráfico pocos días después, mientras cientos de embarcaciones quedaban detenidas o a la espera. Para los exportadores del Golfo, el atasco tuvo una consecuencia inmediata: si no pueden cargar y enviar el crudo, los depósitos se llenan y algunos productores pueden verse obligados a reducir la extracción.

La interrupción física no es la única causa del encarecimiento. Las navieras afrontan mayores riesgos y las aseguradoras pueden cancelar coberturas o elevar las primas para operar en la zona. En los datos recogidos durante la crisis, el flete de un superpetrolero entre Oriente Medio y China superó los 423.000 dólares al día, mientras que las tarifas de transporte de GNL subieron más del 40%. El coste del seguro y del viaje termina incorporándose al precio de las cargas que sí consiguen llegar a destino.

El 12 de marzo, nuevos ataques contra petroleros y la interrupción de operaciones en puertos iraquíes y terminales de Omán coincidieron con un fuerte repunte del mercado. El Brent llegó a subir más del 10% durante la jornada y tocó los 101,59 dólares por barril antes de retroceder parcialmente; el crudo estadounidense WTI rondaba los 91 dólares. Es una fotografía de aquel momento, no una cotización permanente: en una crisis, los precios cambian con la información sobre el tránsito y la duración prevista del bloqueo.

La reacción incluye una prima de riesgo. Los operadores no esperan a que falte físicamente cada barril para ajustar sus compras: incorporan la posibilidad de que la interrupción continúe, de que los buques no puedan navegar con seguridad o de que se encarezcan todavía más los seguros. Esa anticipación puede acelerar las subidas y también producir retrocesos cuando aparecen señales de alivio. El mercado, en otras palabras, pone precio tanto al petróleo disponible como a la incertidumbre sobre lo que podrá embarcarse mañana.

Un mes no equivale a perder todo el petróleo que pasa por Ormuz

La cifra de barriles que dejarían de llegar depende de qué se mida. No es correcto afirmar sin matices que desaparecería el 40% de la producción mundial: una parte del crudo se consume en los países productores, otra circula por rutas diferentes y los datos de producción no son lo mismo que los de exportación. La referencia más sólida es que Ormuz canalizó cerca de 20 millones de barriles diarios en 2025, mientras que las alternativas solo podrían desviar una fracción de ese volumen.

Los oleoductos de Arabia Saudí y Emiratos permiten redirigir parte de las exportaciones hacia el mar Rojo o Fuyaira, en el golfo de Omán. Las estimaciones recogidas en el material de referencia sitúan la capacidad alternativa disponible entre 3,5 y 5,5 millones de barriles diarios. Esa cifra no debe confundirse con una sustitución automática: hacen falta capacidad libre, conexiones operativas y logística para trasladar el petróleo hasta otra terminal. Incluso en el extremo superior, la mayor parte del flujo habitual no encontraría una salida equivalente.

También hay que distinguir entre una escasez física y una escasez de mercado. Las reservas estratégicas pueden liberar crudo, algunos productores de otras regiones pueden elevar su oferta y los cargamentos existentes pueden reorganizarse. La AIE anunció una liberación coordinada de 400 millones de barriles, la mayor de su historia. Es una intervención extraordinaria que ayuda a ganar tiempo, pero las reservas no son producción nueva y su distribución puede ser más lenta y desigual que el suministro ordinario.

Las previsiones de Goldman Sachs citadas en el análisis ilustran hasta qué punto importa la duración. En un escenario de 21 días con los flujos reducidos al 10% de lo normal y una recuperación gradual durante los 30 días siguientes, la entidad esperaba un Brent medio de 98 dólares en marzo y abril. Para un caso más severo, con un mes completo de interrupción casi total, estimaba una media de 110 dólares y advertía de que el mercado al contado podría superar el máximo de 147 dólares registrado en 2008 si los flujos seguían deprimidos durante todo marzo. Son proyecciones condicionadas, no precios garantizados.

Cuando el suministro escasea durante semanas, el precio también actúa como mecanismo de ajuste: algunos consumidores reducen el uso, ciertas industrias frenan actividad y los compradores menos capaces de pagar pierden acceso a los cargamentos. Así puede equilibrarse parcialmente un mercado sin que aparezca petróleo adicional. Pero ese ajuste tiene un coste económico y social. Por eso, la advertencia principal no es que el planeta se quede sin crudo al día siguiente, sino que la oferta disponible se vuelva más cara y difícil de asignar.

El golpe se propaga del combustible a la economía

La primera repercusión visible para los hogares sería el encarecimiento de los combustibles, aunque la rapidez y el tamaño del traslado dependen de los mercados y de cada país. El impacto no terminaría en las estaciones de servicio: el transporte de mercancías, la aviación y los procesos que utilizan derivados del petróleo también asumirían costes mayores. Las empresas pueden absorber una parte durante un tiempo, reducir márgenes o trasladarla a sus clientes.

El FMI ha estimado que una subida persistente del 10% en el precio del petróleo a lo largo del año añadiría unos 40 puntos básicos a la inflación mundial y restaría entre un 0,1% y un 0,2% al crecimiento global. En el contexto descrito, el crudo ya había subido cerca de un 50% desde diciembre. La cifra del FMI es una regla de referencia, no una predicción exacta para cada economía, pero muestra el mecanismo: la energía cara encarece costes y al mismo tiempo enfría la actividad.

Ese cruce de inflación y menor crecimiento es lo que se conoce como estanflación. Para los bancos centrales resulta especialmente incómodo porque subir los tipos para contener los precios puede frenar aún más la economía, mientras que mantenerlos bajos puede dejar que la inflación se extienda. El Banco Central Europeo ya había advertido de que una perturbación energética puede elevar los precios y debilitar el crecimiento a la vez. No implica que ese desenlace sea inevitable, pero sí que un repunte prolongado complica las decisiones de política monetaria.

El gas puede amplificar el problema. La AIE calcula que el cierre de Ormuz dejaría fuera del mercado más de 300 millones de metros cúbicos diarios de GNL, principalmente por la falta de rutas alternativas para reemplazar las exportaciones cataríes y emiratíes. Si la interrupción se prolonga, los países compradores competirían por menos cargamentos y podrían aumentar los precios tanto en Asia como en Europa. La factura no se limita a la calefacción: el gas también alimenta centrales eléctricas y procesos industriales.

La industria intensiva en energía sería una de las primeras en sentirlo. La producción de fertilizantes, productos químicos y otros materiales básicos depende de energía y materias primas cuyo coste puede subir con rapidez. La AIE ha señalado que una interrupción prolongada podría obligar a ajustar la demanda, reducir la generación eléctrica con gas y recortar producción en sectores que consumen mucha energía. No es automático que haya racionamiento, pero sí aumenta el riesgo de que algunos países adopten medidas de ahorro o de que las fábricas reduzcan turnos si no pueden asumir los costes.

Después, el impacto se filtra a productos que parecen alejados de una crisis marítima. El transporte más caro afecta a alimentos, envases y mercancías; el gas influye en la electricidad y en productos químicos; y la incertidumbre puede aplazar inversiones. No todos esos cambios aparecen en la misma semana ni se trasladan por igual a los precios finales. El efecto se parece más a una cadena de recargos que a un único salto: cada eslabón incorpora una parte del coste energético anterior.

España tiene reservas y proveedores diversos, pero depende del precio global

España no compra la mayor parte de su petróleo directamente a los países del Golfo. Los datos de CORES para 2025 sitúan a Estados Unidos como principal suministrador de crudo, con el 15,2% de las importaciones, seguido de Brasil, con el 13,6%, y México, con el 12,3%. Arabia Saudí aportó el 5,9% e Irak el 4,8%. La diversificación reduce el riesgo de que una interrupción en Ormuz corte de golpe la mayor parte del abastecimiento español, pero no impide que suba el coste de los barriles disponibles en otros lugares.

La normativa exige mantener existencias mínimas equivalentes a 92 días de ventas o consumos computables. CORES conserva 42 días como reservas estratégicas y la industria mantiene los 50 restantes. Es una protección relevante ante una interrupción repentina: permite recurrir a existencias mientras se reorganizan las compras y los transportes. Sin embargo, no significa que España pueda prescindir durante tres meses de las importaciones ordinarias ni que el combustible almacenado se distribuya de inmediato sin fricciones.

La diferencia es entre seguridad física y precio. Las reservas pueden ayudar a que siga habiendo producto disponible, pero no desacoplan a España de un mercado internacional en el que compradores de Asia y Europa compiten por cargamentos alternativos. Si el crudo y los seguros marítimos se encarecen, el coste de reposición también sube. El colchón reduce la vulnerabilidad ante la falta de suministro, pero no neutraliza la factura de un shock mundial.

En el gas, la red española también parte de una cartera amplia. En 2025 las plantas de regasificación recibieron gas de 16 orígenes distintos. En febrero de 2026, Estados Unidos fue el principal suministrador de GNL, con el 33,8% de las importaciones, seguido de Argelia, con el 29%. Esa diversidad limita la dependencia directa de Catar, aunque no elimina la exposición a sus cargamentos: si una parte importante del GNL catarí deja de llegar al mercado, los compradores pueden pujar más por los suministros disponibles en otras rutas.

La posición española, por tanto, ofrece cierta protección frente a un corte específico, no una excepción económica. La estructura de importaciones y las reservas ayudan a gestionar una emergencia, pero los precios mayoristas de la energía, el coste del transporte y las condiciones financieras siguen conectados con el exterior. España tendría más margen para adaptarse que un país dependiente de una sola ruta, aunque no quedaría al margen de la inflación energética.

La duración transforma una crisis de precios en una crisis de confianza

Un atasco corto provoca una reacción fuerte, pero los mercados pueden corregirse si los buques vuelven a navegar y los productores recuperan la capacidad de exportar. En cambio, varias semanas de interrupción obligan a replantear calendarios de refino, contratos, rutas y compras. Las empresas dejan de tratar el problema como un retraso temporal y empiezan a preguntarse qué suministros estarán disponibles para mantener la producción. La persistencia convierte la incertidumbre en decisiones económicas concretas.

El efecto también depende de qué infraestructuras y países puedan seguir operando. Aunque parte del petróleo encuentre rutas alternativas, la mayoría de los flujos no dispone de una salida de capacidad comparable. Y aunque las reservas estratégicas alivien la tensión, su liberación no resuelve por sí sola el transporte ni repone indefinidamente los barriles que dejan de exportarse. En el gas, la dependencia de los buques es aún más difícil de sortear para los productores que no cuentan con gasoductos suficientes.

Ormuz funciona, así, como algo más que una franja de agua por la que pasan petroleros. Es una pieza central de una red que conecta producción, transporte marítimo, seguros, refinerías y consumo. Si la guerra mantiene casi cerrada esa vía durante un mes, la economía mundial no se detendría, pero tendría que funcionar con menos oferta y más costes. Para España, las reservas y la diversidad de proveedores amortiguarían el impacto físico; el precio de la energía, sin embargo, seguiría reflejando la tensión de una ruta de la que depende buena parte del comercio mundial.