Poder, mercados y dependencias en la era del petróleo caro

En la segunda semana de abril de 2026, el barril de Brent —la referencia que siguen los mercados internacionales de petróleo— superó los 130 dólares. Al cabo de seis semanas, el precio se había más que duplicado: rondaba los 60 dólares a principios de año, rebasó los 119 a finales de marzo y se asentó en torno a los tres dígitos durante todo abril. La subida fue la más rápida que ha registrado el petróleo en su historia, por delante incluso del shock de 1979. Y, sin embargo, el precio no es lo más alarmante del expediente. Lo realmente grave está en otra cifra.

El 14 de abril, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) publicó su Oil Market Report mensual con un dato que es, literalmente, sin precedentes en "tiempos de paz": el suministro mundial de petróleo había caído 10,1 millones de barriles diarios durante el mes de marzo, hasta situarse en 97 millones de barriles al día. Es la mayor interrupción de la oferta jamás registrada fuera de las dos guerras mundiales. Supera con creces la caída de 4,3 millones de barriles diarios que siguió a la invasión de Kuwait por Irak en 1990 y duplica la contracción de 5,7 millones de la revolución iraní de 1979. La OPEP+ aportó 9,4 millones de esa caída. El resto del mundo, otros 770.000 barriles. En total, la mayor amputación de oferta de la historia económica moderna.

Pero hay un tercer dato a tener en cuenta: los inventarios mundiales de crudo cayeron 129 millones de barriles en marzo y otros 117 millones en abril. Doscientos 246 millones de barriles evaporados de los depósitos comerciales en sesenta días. Goldman Sachs, después de revisar los datos de la AIE, advierte que de los aproximadamente 4.000 millones de barriles que aparecen en las estadísticas como "reservas totales", la mayor parte es petróleo puramente operativo: el que sirve para mantener la presión en los oleoductos, el que evita que las refinerías se paren, el que permite que los buques puedan descargar. El verdadero colchón discrecional —el que se puede usar sin que la infraestructura empiece a fallar— equivale a unos 45 días de productos derivados. A este ritmo, ese colchón se agota en septiembre.

El diagnóstico apunta a que no estamos ante una tormenta perfecta —esa confluencia accidental de factores adversos que eventualmente se disipa— sino ante la manifestación visible de una crisis estructural, largamente gestada y ahora desatada. Cuatro procesos convergentes explican por qué este shock es diferente: quién extrae el petróleo, por dónde circula, quién se queda con la renta que genera y quién paga la factura cuando algo falla. Las cuatro responden a una misma lógica, y a continuación se examinan una por una.

El mapa de los productores: quién tiene el petróleo, quién tiene el poder

La primera evidencia es la concentración. Según el Global Oil and Gas Extraction Tracker del Global Energy Monitor, seis países —Estados Unidos, Rusia, Irán, Canadá, Arabia Saudí y China— producen casi el 60% del crudo y el gas del planeta. En 2025, Estados Unidos se consolidó como mayor productor mundial con 13,58 millones de barriles diarios, el 16% del total global. Le seguían Rusia, con 9,87 millones de barriles diarios, y Arabia Saudí, con 9,51 millones. Solo esos tres países aportan más de un tercio del petróleo del mundo. Si añadimos a Canadá (5,3 millones), Irak (4,4), China (4,32) e Irán (con reservas de 209.000 millones de barriles, las terceras del mundo, hoy en buena parte inutilizadas por las sanciones y la guerra), se cubre más de la mitad de la producción mundial.

Esta concentración no es geológica, sino política. La geología pone los yacimientos donde están; quién los explota, cuánto extrae y a quién vende lo deciden los Estados y las grandes empresas. Por eso, la lista de los grandes productores es también la lista de los grandes actores geopolíticos del momento: dos potencias militares declaradas (EEUU y Rusia), una potencia ascendente con problemas crónicos de suministro propio (China), un país en guerra (Irán) y dos monarquías del Golfo (Arabia Saudí, Emiratos) cuya legitimidad interna depende, casi en exclusiva, del flujo de la renta petrolera.

Tres dinámicas generales conviven hoy en este mapa, y conviene leerlas juntas, porque explican buena parte de lo que viene después.

1) El techo del esquisto estadounidense

Estados Unidos lleva siendo el primer productor mundial desde 2018, y en 2025 alcanzó máximos históricos. Pero la propia Energy Information Administration (EIA) y los analistas de Standard Chartered Bank coinciden en que la producción tocará techo este mismo año, en torno a los 14,34 millones de barriles diarios, para iniciar después un declive. La cuenta de plataformas de perforación activas en Texas, el corazón del fracking estadounidense, bajó de 488 en febrero de 2025 a 410 a principios de agosto. La razón es que el éxito del fracking saturó el mercado, hundió los precios y comprimió los márgenes hasta que el ritmo de inversión se volvió insostenible. La hegemonía energética estadounidense, como la hegemonía monetaria, opera hoy más por proyección de poder militar que por la fuerza bruta del recurso.

2) La paradoja china

China es el mayor productor de petróleo de Asia, pero también el mayor importador del mundo, con una dependencia exterior del 72,7% a finales de 2025. Sus importaciones de crudo alcanzaron los 11,55 millones de barriles diarios en 2025, un récord. Su producción nacional —216 millones de toneladas en 2025, unos 4,32 millones de barriles diarios— ha alcanzado lo que los analistas llaman "los límites de lo posible": durante la próxima década no superará los 4 millones de barriles diarios, aunque se intensifique la perforación.

Pekín no compensa la dependencia produciendo más; la compensa acumulando. Sus reservas estratégicas se estiman entre 12.000 y 15.000 millones de barriles, equivalentes a entre 140 y 180 días de cobertura de las importaciones netas. Si las importaciones desde Asia Occidental cayeran un 80%, China podría sostener su consumo durante 260 días sin necesidad de importar ni un solo barril nuevo. Ningún otro país del mundo tiene un colchón de semejante magnitud.

3) El ascenso silencioso de los productores no-OPEP+

El peso del cártel en la producción mundial pasó del 53% en 2016 al 46% en 2025. La diferencia la han puesto cuatro países americanos: Estados Unidos, Brasil, Guyana y Canadá, con Argentina como añadido reciente.

• Guyana, que apenas producía crudo en 2019, cerró 2025 con 900.000 barriles diarios y aspira al millón este año.
• Brasil ha consolidado su producción en 3,77 millones de barriles diarios, con el 79,6% saliendo de los campos del pre-sal a profundidades de hasta 7.000 metros bajo el lecho marino.
• Canadá produce 5,3 millones de barriles diarios, de los cuales una parte sustancial procede de arenas bituminosas, el petróleo más caro y más sucio del planeta.
• Argentina pasó los 740.000 barriles diarios, casi todos extraídos de la formación de esquisto de Vaca Muerta.

Estos tres bloques americanos —EEUU, países de Sudamérica, Canadá— representaron el 28% del crecimiento mundial de la oferta en 2025. Arabia Saudí ya no es el banco central del mercado del petróleo, como cuando lo era cuando podía abrir o cerrar el grifo en función de la demanda. Hoy, ese grifo está siendo sustituido por una constelación de productores no-OPEP+ que extraen petróleo a costes mucho más altos pero con autonomía política total respecto al cártel.

Y, sin embargo, ninguna de estas tres dinámicas puede compensar el vacío que ha dejado por el cierre de Ormuz. La AIE lo ha dicho en sus informes técnicos: para mantener la producción mundial constante harían falta descubrimientos anuales de unos 16.000 millones de barriles equivalentes de petróleo. En 2025, solo se descubrieron 7.000 millones: el 45% de lo necesario. La brecha entre lo que se gasta y lo que se encuentra es ya estructural y se va ensanchando año a año. Los grandes campos descubiertos en las décadas de 1960 y 1970 —Ghawar en Arabia Saudí, Burgan en Kuwait, Cantarell en México— están en declive irreversible. El shock de Ormuz, como dice un analista citado por la AIE, "ha actuado como una guillotina sobre un cuello que ya estaba adelgazándose".

Los grandes shocks petroleros del siglo XX —1973, 1979, 1990— compartían un rasgo común: las reservas globales, las capacidades excedentes de los productores y la flexibilidad del sistema permitieron amortiguar el golpe en meses. Esta vez no. La diferencia no está en la magnitud del cierre —Ormuz ha cerrado otras veces, parcialmente—, sino en el estado del sistema que recibe el golpe. Un sistema que llevaba años operando con un margen cada vez más estrecho. Un sistema en el que el crecimiento de la demanda se mantenía mientras el ritmo de descubrimiento de nuevas reservas se desplomaba. Un sistema que, antes de la guerra, ya mostraba signos de agotamiento. Este reportaje cartografía esa trama. No la guerra en sí, sino las condiciones materiales que han hecho que la guerra produzca este efecto.

Oleoductos: la venganza de la geografía fija

Si el primer mapa es el de quién extrae, el segundo es el de por dónde circula. Aquí aparece la primera contradicción central del momento: mientras los gobiernos del G7 y las instituciones multilaterales han repetido que "la era de los combustibles fósiles toca a su fin", la industria sigue construyendo miles de kilómetros de nuevos oleoductos cada año.

Las cifras son apabullantes. Según el World Onshore Pipelines Market Forecast de la consultora Westwood, entre 2025 y 2029 se instalarán en el mundo 210.822 kilómetros de nuevos oleoductos, a un ritmo medio de 42.164 km al año. De esa cifra, unos 62.000 kilómetros corresponden a oleoductos de líquidos (crudo y derivados), con un gasto de capital asociado de 65.000 millones de dólares.

Más allá de los proyectos en construcción, la red existente ya es inmensa. El Global Oil Infrastructure Tracker del Global Energy Monitor rastrea 1.611 proyectos de oleoductos con una longitud total de 504.000 kilómetros solo en crudo, a los que se suman 265 proyectos de líquidos de gas natural con 4.100 kilómetros adicionales. En total, la red mundial de tuberías de transmisión supera los 2,19 millones de kilómetros: 396.244 son de crudo, 276.317 de productos refinados y 1,39 millones de gas natural. Es decir: si se desenrollaran todas las tuberías energéticas del mundo, cubrirían 54 veces el ecuador. A nivel de proyectos activos, hay más de 24.000 kilómetros de oleoductos de crudo en desarrollo: 10.351 ya en fase de construcción y 13.813 en planificación. Cada kilómetro de tubería enterrada es, en términos económicos, lo que los analistas llaman un "coste hundido": una inversión que solo se rentabiliza si la infraestructura se utiliza durante décadas. Una vez construido un oleoducto, la presión por amortizarlo empuja a seguir bombeando crudo por él, aunque la lógica climática o económica diga que habría que parar. La transición energética choca, antes que con ninguna otra cosa, con la inercia material de estas tuberías. El acero ya está enterrado. El balance contable necesita el flujo para amortizar la inversión.

Lo que reorganizan los nuevos oleoductos

La paradoja, sin embargo, no se resuelve solo midiéndola. Hace falta entender en qué dirección apuntan todos estos kilómetros nuevos. Y lo que reorganizan tiene nombre y apellido: rutas que evitan el control estadounidense del mar.

China es el ejemplo más claro. La estrategia que sus analistas llaman "desmaritimización" consiste, literalmente, en sacar el petróleo del agua. El oleoducto Kazajistán–China, operado por una joint venture entre KazTransOil y la CNPC, transportó 45,12 millones de toneladas de crudo en 2025 a través de 5.196 kilómetros de red y 36 estaciones de bombeo. Tiene capacidad para 400.000 barriles diarios y en 2025 solo utilizó una fracción. El oleoducto ESPO (Eastern Siberia–Pacific Ocean), que une los yacimientos rusos con la costa pacífica, completa por el norte ese mismo corredor. El gasoducto Power of Siberia, ampliable en su segunda fase, hace lo mismo con el gas. El Corredor Económico China–Pakistán (CPEC), planeado para conectar Gwadar con Xinjiang, busca el mismo objetivo: que el petróleo del Golfo Pérsico llegue a China sin pasar por aguas vigiladas por la Armada estadounidense.

La paradoja, naturalmente, también opera en la otra dirección: Estados Unidos exporta cantidades crecientes de GNL a Europa, gracias a una red de terminales en el Golfo de México que sustituyó al gas ruso después de 2022. Canadá inauguró en 2024 el Trans Mountain Expansion para sacar crudo de las arenas bituminosas hacia el Pacífico, esquivando la dependencia del refino estadounidense del medio oeste. Brasil exporta directamente a China desde sus FPSO del pre-sal.

Cada nuevo oleoducto es, se mire por donde se mire, una valiosa pieza geopolítica: un intento por liberarse del control de otro actor o, al revés, por encerrar a un cliente en una ruta de la que no podrá escapar fácilmente.

El resultado es que la llamada "transición energética" prometida en las cumbres climáticas no consiste, sobre el terreno, en abandonar los combustibles fósiles. Consiste en reconfigurar los flujos. Más kilómetros de tubería, no menos. Más capital hundido en infraestructura fósil, no menos. Cada nuevo oleoducto inaugurado el año pasado es una apuesta material concreta contra el discurso climático, una promesa contable de que dentro de veinte años todavía habrá crudo circulando por ahí. Y la promesa se cumple sola, porque una vez enterrada la tubería, los actores que la financiaron necesitan que se cumpla. Esta contradicción —entre el discurso de la transición y la inercia de la infraestructura— es uno de los motores silenciosos de la crisis actual. Y nos lleva directamente al siguiente nivel del problema: los flujos marítimos, donde la vulnerabilidad del sistema se vuelve extrema.

Flujos marítimos: el estrecho que paraliza el mundo

Si los oleoductos son la geografía fija —vulnerable a la obsolescencia, pero también a los ataques directos—, los estrechos y canales marítimos son lo que los geógrafos llaman la geografía líquida: puntos de paso obligados que ningún barco puede evitar y que concentran una proporción asombrosa del comercio energético mundial.

Las cifras en este campo son tozudas, porque revelan una vulnerabilidad que el sistema ha tolerado durante décadas. Según los datos cruzados de la EIA, la AIE y el análisis cartográfico de Visual Capitalist, el 53% del comercio mundial de gas natural licuado (GNL) debe atravesar al menos uno de unos pocos estrechos para llegar a su destino. Más de la mitad del gas que alimenta calderas, centrales eléctricas e industrias de decenas de países depende de que unas pocas franjas de mar —a veces de apenas treinta kilómetros de ancho— permanezcan abiertas y seguras.

Ormuz: el talón de Aquiles del comercio marítimo internacional

El más crítico de todos estos puntos es el estrecho de Ormuz. Tiene 54 kilómetros de ancho en su punto más angosto y por él transitaban, antes de la guerra, alrededor del 20-25% del petróleo mundial y el 21% del GNL (unos 11.400 millones de pies cúbicos diarios). En 2024, el 83% del GNL que pasó por Ormuz se dirigió a mercados asiáticos. China, por sí sola, fue el destino de casi un tercio del total. Qatar, el mayor exportador mundial de GNL, envía prácticamente toda su producción por allí.

Pero Ormuz no es el único. El estrecho de Bab el-Mandeb, en la salida sur del mar Rojo, canaliza 4.200 millones de pies cúbicos diarios de GNL y permanece bajo la presión constante de las fuerzas yemeníes del Eje de la Resistencia. El canal de Suez y el estrecho de Malaca —por donde pasa la mayor parte del crudo que llega a Asia oriental— completan el cuadro, junto con el estrecho de Gibraltar. Entre todos, los estrechos por los que transita el GNL transportan un volumen equivalente al 54% del comercio global de ese combustible.

El cierre casi total de Ormuz que estamos viendo desde finales de febrero ha eliminado del mercado unos 15 millones de barriles diarios de crudo y una fracción sustancial del GNL mundial. El doble bloqueo —Irán impide la salida del petróleo de sus vecinos árabes, Estados Unidos impide la salida del petróleo del propio Irán— ha encerrado a toda la cuenca del Golfo en una ratonera.

Las (insuficientes) vías de escape

Ante esta situación, las únicas válvulas de escape son tres:

• El oleoducto Este-Oeste de Arabia Saudí (conocido como Petroline), con capacidad de hasta 5-7 millones de barriles diarios hacia la terminal de Yanbu en el mar Rojo.
• El oleoducto que conecta los campos del norte de Irak con el puerto turco de Ceyhan.
• La terminal emiratí de Fujairah, situada al este del estrecho.

La suma de todas estas rutas alternativas, funcionando a pleno rendimiento, sigue siendo muy inferior al volumen que normalmente atravesaba Ormuz. Arabia Saudí ha visto cómo sus envíos a China —su cliente principal— se desploman entre un 65% y un 70% respecto a los niveles previos a la guerra. Kuwait y Emiratos Árabes Unidos sufren caídas similares.

Y el problema no es solo de volumen. Las refinerías asiáticas que dependían del crudo árabe ligero ahora tienen que readaptarse a crudos más pesados y ácidos procedentes de otras regiones, con la consiguiente pérdida de eficiencia y sobrecoste técnico. Las cadenas logísticas mundiales se están desarticulando: los buques que no pueden cargar en el Golfo se dirigen a otras regiones —el Golfo de México, el mar del Norte, África Occidental— generando atascos y retrasos.

La geopolítica del gas

La crisis de Ormuz no es un incidente aislado. Es la materialización más violenta de lo que Magnus Commodities, en su análisis La Geopolítica del Gas Natural: El Nuevo Mapa del Poder Global, publicado en marzo de 2026, ha denominado el paso de una "geografía fija" (basada en gasoductos) a una "geografía líquida" (basada en el GNL y en las rutas marítimas vulnerables). De acuerdo con este análisis, "el mercado global, que moviliza más de 4.000 bcm anuales, ha dejado de seguir las leyes de la oferta y la demanda para regirse por las leyes de la guerra".

Europa, que perdió el gas ruso tras la "misteriosa" destrucción del Nord Stream, se ha visto abocada a competir en el mercado spot global de GNL, lo que "conectó el precio de la calefacción en Berlín con los conflictos en Oriente Medio". La guerra de Irán ha expuesto toda esta vulnerabilidad con una crudeza sin precedentes. La AIE ha advertido de que, incluso si se alcanza un acuerdo para reabrir gradualmente el estrecho a partir del tercer trimestre, la oferta se recuperará más lentamente que la demanda, lo que mantendrá el mercado en déficit hasta finales de año. El talón de Aquiles del sistema energético mundial, por tanto, no se cura con un alto el fuego: la infraestructura dañada, las rutas desviadas, los seguros disparados y la desconfianza geopolítica tardarán años en recomponerse, si es que alguna vez lo hacen.

La vulnerabilidad sistémica que revela la crisis del GNL es también una advertencia para el futuro. A medida que las potencias intenten descarbonizarse, necesitarán nuevas infraestructuras energéticas: redes eléctricas, cables de interconexión, plantas de hidrógeno verde, terminales de amoniaco, corredores de minerales críticos para baterías. Pero si esas nuevas infraestructuras repiten el patrón de concentración geográfica y dependencia de unos pocos puntos críticos, la transición energética no será más que una sustitución de vulnerabilidades: cambiar la dependencia de los estrechos por la dependencia de los cables submarinos, los corredores de litio o las rutas marítimas del amoniaco. Por tanto, romper esa dinámica no es solo una cuestión técnica; es una cuestión política. Y nos lleva directamente al siguiente nivel del análisis: la anatomía del shock y lo que los números revelan sobre el estado real del sistema.

Anatomía del shock: oferta, demanda y destrucción

Con el mapa de productores y el mapa de circulación a la vista, podemos leer de otra forma los números del shock. No son el producto de un accidente, sino la consecuencia previsible de un sistema que llevaba años operando con el margen al mínimo. La AIE estima que, si la situación se prolonga, la producción de la OPEP+ podría caer hasta 87,1 millones de barriles diarios en el segundo trimestre de 2026, y que la oferta mundial total podría desplomarse a 92,6 millones, una caída acumulada de 7,4 millones respecto a los niveles previos a la guerra. La OPEP+ ya perdió 9,4 millones de barriles diarios en marzo, casi toda la caída del Golfo. El resto del mundo, otros 770.000 barriles diarios.

El ritmo de agotamiento de las reservas es el indicador que más preocupa a los planificadores energéticos: aproximadamente cuatro días de demanda global completa desaparecen de los depósitos comerciales cada mes que la crisis sigue abierta. La AIE ha autorizado liberar 400 millones de barriles de reservas estratégicas de sus 32 países miembros —de los cuales unos 164 millones ya están en el mercado—, pero los gobiernos saben que cada barril que sale de las reservas estratégicas es un barril que tardará en volver, puesto que los precios actuales no permiten recomponerlas sin asumir pérdidas enormes.

“Destrucción de demanda”: el ajuste por la fuerza

La consecuencia directa del shock, en términos económicos puros, es lo que los economistas llaman "destrucción de demanda". Cuando el precio sube tanto que los consumidores —familias, empresas, industrias— no pueden o no quieren pagarlo, la demanda se contrae. Es un mecanismo brutal, desigual y profundamente regresivo. La AIE estima que la demanda mundial de petróleo se contraerá en 1,5 millones de barriles diarios en el segundo trimestre de 2026, y que la caída acumulada podría alcanzar los 3,5 millones en la segunda mitad del año si el conflicto se prolonga.

Sin embargo, el mecanismo no es homogéneo. La destrucción de demanda ocurre primero donde menos colchón hay para resistir:

• En Europa, los gobiernos ya han tenido que subsidiar el combustible para la agricultura y el transporte de mercancías.
• En las economías emergentes, la subida del precio del petróleo se ha traducido directamente en inflación alimentaria —por el coste del transporte y los fertilizantes— y en crisis de balanza de pagos.
• Las aerolíneas han recortado rutas y anunciado subidas de billetes.
• En Estados Unidos, la gasolina superó los 5 dólares por galón, un nivel que muchos analistas consideraban impensable tan solo seis meses antes.

El ajuste, como casi siempre, lo absorben las economías domésticas más vulnerables y los países con menor margen fiscal. La destrucción de demanda no resuelve la crisis; solamente la traslada. La oferta sigue siendo insuficiente; lo que cambia es que el ajuste ya no se produce en los inventarios sino en los hogares obreros y las empresas menos competitivas. Es el equivalente energético de una recesión inducida: se gasta menos porque no se puede pagar más.

El declive silencioso de las reservas y el fin del petróleo barato

Este shock de oferta de 2026 no ha surgido de la nada. Es la culminación de una tendencia de largo plazo que el servicio de análisis Discovery Alert viene documentando con alarmante regularidad: el ritmo de descubrimiento de nuevas reservas de petróleo se ha desplomado mientras que el consumo no deja de crecer. En 2025, los descubrimientos de nuevos campos alcanzaron solo 7.000 millones de barriles equivalentes de petróleo, el 45% de los 16.000 millones anuales que serían necesarios solo para mantener la producción constante. La tasa de reemplazo de reservas —la relación entre lo que se descubre y lo que se extrae— lleva años por debajo de 1 en la mayoría de las cuencas maduras. Como decíamos anteriormente, los grandes campos descubiertos en las décadas de 1960 y 1970 están en declive irreversible y los nuevos hallazgos son más pequeños, más profundos y están ubicados en entornos geológica y políticamente más complejos.

De estos números se deduce un fenómeno más profundo, que se viene gestando desde hace décadas y que el economista ecológico John Bellamy Foster ha resumido en una expresión: el fin del petróleo barato. No es que se acabe el crudo del planeta —queda mucho—; es que el crudo fácil y económico, el que fluía en grandes cantidades desde pozos terrestres someros en cuencas maduras, ha entrado en declive irreversible. Lo que queda es petróleo cada vez más caro, cada vez más lento y cada vez más sucio de extraer.

El concepto técnico que ordena esta idea es el EROI (Energy Return on Investment), o tasa de retorno energético: cuántas unidades de energía obtenemos por cada unidad de energía invertida en producirla.

• A principios del siglo XX, los grandes campos de Texas y Oriente Medio ofrecían un EROI de aproximadamente 100 a 1.
• Hoy, el petróleo convencional mundial ronda un EROI de 15 a 1.
• Las arenas bituminosas canadienses: EROI estimado entre 3 a 1 y 5 a 1.
• El fracking (esquisto estadounidense y argentino): EROI entre 10 a 1 y 15 a 1, con tendencia a la baja.
• Las aguas profundas (Brasil pre-sal, Guyana, Golfo de México): rangos similares, variables.

Esto significa, a efectos prácticos, que cada barril nuevo que se produce hoy requiere más capital, más energía y más fuerza de trabajo para extraerse que el barril que producíamos hace veinte años. La industria tiene que invertir más para obtener lo mismo. Y cuando el sistema sufre un shock como el de Ormuz, su capacidad de reacción es mínima, porque no hay demasiadas alternativas de petróleo barato en reserva esperando a ser bombeado. Hay petróleo caro, técnicamente complicado y geográficamente inconveniente. Foster lo llamó imperialismo energético en 2008: la nueva fase del imperialismo ya no se organiza en torno al control de territorios productivos genéricos, sino en torno al control de los recursos energéticos menguantes. La guerra de Irán de 2026 no es, en su análisis, un accidente ni una desviación. Es la culminación previsible de una lógica que ya se anunciaba en la invasión de Irak de 2003, en la rivalidad con China en el Golfo de Guinea y en décadas de sanciones contra Venezuela e Irán.

El cuadro de fondo es, por lo tanto, el siguiente: el sistema económico mundial necesita cada año más energía para sostener el crecimiento del PIB, pero el petróleo —que sigue aportando alrededor de un tercio de toda la energía primaria del planeta— se vuelve cada año más difícil de extraer. La respuesta de los estados y los capitalistas de la industria fósil ante esta tensión no es reducir el consumo, sino intensificar la extracción a cualquier coste, en cualquier lugar, bajo cualquier condición geopolítica. Y esa intensificación tiene un nombre y una dirección: los beneficios extraordinarios que genera la escasez fluyen hacia arriba. Esa es la siguiente parada de este reportaje.

La Gran Transferencia de riqueza

A estas alturas, una pregunta empieza a imponerse por su propio peso. Si la oferta se desploma, si los precios se disparan, si la clase trabajadora de todo el mundo ve cómo el coste del transporte y la calefacción rompe sus presupuestos, ¿adónde va a parar el dinero? La respuesta está en las cuentas trimestrales de las grandes petroleras. Y conviene desplegarla con paciencia, porque es ahí donde la cuestión deja de ser sobre crudo y pasa a ser sobre lo que de verdad importa: quién se queda con qué.

Empecemos por el eslabón visible para cualquier persona: el surtidor. En el Estado español, entre el 28 de febrero y mediados de marzo de 2026, el precio del diésel subió un 29% y el de la gasolina un 16%. A mediados de marzo, el precio medio de la gasolina rondaba 1,80 euros el litro y el del diésel los 1,94 euros, superando la barrera de los dos euros en el 6% de las estaciones de servicio, según datos de la OCU.

La explicación inmediata es obvia: el crudo Brent se había disparado de 60 a más de 100 dólares en pocas semanas. Pero cuando la OCU y Facua analizaron los datos con detalle, encontraron algo que la simple subida del crudo no terminaba de explicar. El margen sobre ventas de las gasolineras en el Estado español no ha dejado de crecer desde 2014. Según los datos recopilados por Público, alcanzó el 3,9% en 2025, antes incluso del estallido de la guerra. Las organizaciones de consumidores hablan de "inflación de vendedores" (sellers' inflation): en situaciones de crisis, los intermediarios de la cadena de suministro —distribuidores, mayoristas, minoristas— amplían sus márgenes alegando "aumento de costes", pero no los reducen cuando esos costes bajan, o al menos no al mismo ritmo que las subidas.

Rubén Sánchez, secretario general de Facua, lo expresó sin rodeos: "Se están lucrando en exceso y están inflando márgenes". A finales de marzo, el Gobierno español anunció un paquete de 80 medidas que prometía "un tope a los márgenes empresariales de las empresas de suministro de combustible", reconociendo implícitamente que el problema no estaba solo en el barril.

Pero el fenómeno es internacional: en EEUU, los precios de la gasolina subieron un 27% en marzo, hasta una media de 3,79 dólares por galón, y los del diésel un 34%, superando los 5 dólares; en el Reino Unido, la Competition and Markets Authority ya había detectado márgenes elevados en diciembre de 2025 y enero de 2026, antes de la guerra. Por tanto, vemos que la crisis bélica en Asia Occidental amplifica una tendencia que venía gestándose de antes, no la inaugura.

La plantilla de 2022: 916.000 millones de dólares

Los márgenes de las gasolineras son la cima visible de un iceberg mucho mayor. Para entender la magnitud, conviene retroceder a 2022, el último gran shock energético, y mirar adónde fueron exactamente los beneficios. Los economistas Isabella Weber y Gregor Semieniuk lo estudiaron con datos y peer review, en una investigación publicada en marzo de 2026 en The Guardian. Sus cifras son las que mejor cuantifican la dinámica que estamos viendo otra vez:

• En 2022, los beneficios netos de las petroleras y gasísticas cotizadas alcanzaron 916.000 millones de dólares a nivel mundial.
• Cuando se rastrea adónde fueron a parar esos beneficios vía dividendos, recompras de acciones y revalorización bursátil, alrededor del 50% terminó en manos del 1% más rico de la población estadounidense.
• Para el 0,1% más rico, los beneficios extraordinarios de las petroleras compensaron casi la totalidad de la pérdida de poder adquisitivo por inflación.
• Para el 50% más pobre, sucedió exactamente lo contrario: la inflación se comió su salario y ningún dividendo extraordinario compensó la diferencia.

En consecuencia, la crisis energética de 2022 no fue una catástrofe colectiva. Fue, en términos puramente contables, una operación de transferencia de renta de capital del 50% más pobre al 1% más rico, intermediada por las empresas energéticas. Y todo indica, según los autores, que la crisis de este año viene a reproducir el mismo esquema, pero a mayor escala.

Los números de 2026 sobre la mesa: 94.000 millones entre las seis mayores petroleras

Los datos del primer trimestre de 2026 son elocuentes:

• Shell: 5.700 millones de dólares de beneficio trimestral (+19% interanual). Sus beneficios ajustados alcanzaron los 6.900 millones, más del doble de los 3.300 millones del trimestre anterior.
• TotalEnergies: 5.800 millones de dólares de beneficio trimestral (+50% interanual).
• BP: sus beneficios trimestrales se multiplicaron por 5,6, hasta 3.800 millones.
• Chevron y ExxonMobil: revalorización bursátil del 30% desde enero. Chevron, en particular, ha extraído 12.500 millones de dólares adicionales de flujo de caja libre este año, en parte gracias a la adquisición de Hess y la expansión en Guyana.
• Saudi Aramco: 32.500 millones de dólares de beneficio neto en el primer trimestre.
• Las refinerías viven su mejor momento: los márgenes de refinado se dispararon hasta los 18,65 dólares por barril. Empresas como Valero Energy revalorizaron sus acciones un 26% solo en marzo.

Las estimaciones agregadas de Oxfam apuntan a que las seis mayores petroleras del mundo embolsarán alrededor de 94.000 millones de dólares en 2026. Cada segundo de cada minuto de este año, esas empresas están acumulando el equivalente a varios salarios mensuales completos de un trabajador medio en un país emergente.

Los costes sociales

Frente a estas cifras de beneficios privados, conviene poner las cifras de costes públicos:

• El Pentágono estima el gasto directo de la guerra en 29.000 millones de dólares hasta abril (y subiendo). El Center for Strategic and International Studies calculó que en los primeros doce días del conflicto el coste había alcanzado los 16.500 millones, lo que extrapolado da una tasa mensual cinco veces superior a la de la Guerra del Golfo de 1991.
• La Universidad de Brown, a través de su proyecto Costs of War dirigido por Stephanie Savell, calcula que los sobrecostes energéticos para los hogares estadounidenses superan los 37.300 millones de dólares: 285 dólares más al mes por hogar desde el inicio de la guerra.
• La deuda federal estadounidense ha superado los 39 billones de dólares, y los intereses asociados pasarán a las generaciones futuras.
• Hay costes que ningún balance recoge: 13 soldados estadounidenses muertos reconocidos, miles de civiles iraníes asesinados, más de cinco millones de desplazados en la región.

Esa es la diferencia que oculta la noción vulgar de la palabra "crisis", al sugerir que los efectos del shock fueran iguales para todos, cuando a la vista está que no lo son. Hay una mitad de la población mundial para la que la guerra contra Irán es una emergencia económica inmediata. Y hay un grupo muchísimo más reducido para el que es, literalmente, la mejor noticia del año.

Stephanie Savell, directora del proyecto Costs of War de la Universidad de Brown, resume la lógica de fondo en una entrevista con Ocean State Media: "los líderes políticos siempre dicen que la guerra será rápida, eficiente y barata, y siempre ha ocurrido lo contrario". Y añade un dato que da claves para entender por qué el patrón se repite: "De un presupuesto anual del Pentágono de aproximadamente un billón de dólares, empresas como Boeing y Lockheed Martin se están embolsando más de la mitad anualmente. El complejo militar-industrial es una de las grandes razones por las que adoptamos este enfoque militarista en política exterior".

Además, la citada comparación entre los beneficios privados de las petroleras y los costes públicos de la guerra revela una asimetría fundamental que representa una de las características estructurales del sistema capitalista: los beneficios son privados, concentrados y a corto plazo, mientras los costes son públicos, difusos y a largo plazo.

Las petroleras y sus accionistas se están embolsando las ganancias extraordinarias aquí y ahora. Los gobiernos se ponen a su servicio y hacen pagar la factura de la guerra a la clase trabajadora en forma de impuestos y recorte: los sobrecostes energéticos para las familias, la atención sanitaria a los veteranos y los intereses de la deuda que se pagarán dentro de décadas. Las petroleras se benefician de la guerra, pero no pagan por ella. Los accionistas reciben dividendos récord, pero no asumen el coste humano de los desplazados ni el coste ambiental del carbono emitido por los aviones militares. Esta lógica no opera solo dentro de los países centrales. Opera también, de forma aún más brutal, a escala planetaria.

Conclusiones

La crisis de Ormuz ha confirmado algo que muchos analistas venían advirtiendo desde hace años: la geografía de la energía ha dejado atrás su apariencia de estar dictada por la geología para someterse por completo a la fuerza del poder político y militar. Las dependencias geoeconómicas se han osificado en torno a cuellos de botella que ya no son meras rutas de tránsito, sino armas estratégicas. En ese sentido, el plan de China por "desmaritimizar" su suministro —trazando una red de oleoductos terrestres a través de Asia Central y Rusia para eludir el control naval estadounidense— es el ejemplo paradigmático de una tendencia mundial: el petróleo y el gas ya no operan bajo la ilusión de un "mercado libre integrado", sino como un teatro de operaciones de suma cero donde el control de los flujos y la capacidad de acumular reservas dictan la soberanía real de los Estados.

Lo que los números de este reportaje sugieren no es un retorno a la normalidad energética, sino la cronificación del estado de excepción. Con un EROI (tasa de retorno energético) en declive irreversible y una tasa de reemplazo geológica deficitaria, la escasez física de crudo barato seguirá traduciéndose en una volatilidad violenta de precios. Asistiremos a una "transición energética" paradójica: mientras los gobiernos proyectan horizontes "descarbonizados", la inercia de los costes hundidos en miles de kilómetros de nuevos oleoductos asegurará que el sistema exprima la extracción hasta su límite técnico y ambiental. El ajuste de esta contradicción se ejecutará, como ya está ocurriendo, por la vía más regresiva: la destrucción de demanda, que expulsa del consumo a las familias proletarias y empuja a países enteros del Sur Global hacia crisis crónicas de deuda e inflación alimentaria.

En el centro de toda esta dinámica se encuentra una transferencia sistemática de renta. Los beneficios extraordinarios generados por la escasez —recordemos, 94.000 millones de dólares solo para las seis mayores petroleras en 2026— fluyen hacia el 1% más rico, mientras los costes públicos y sociales se socializan. Esa asimetría no es un accidente ni un fallo del sistema: es su funcionamiento exacto y despiadado. La guerra de Irán no es una anomalía; es la culminación previsible de una lógica que ya se anunciaba en la invasión de Irak de 2003, en las sanciones y el posterior ataque a Venezuela y en la rivalidad con China en el Golfo de Guinea.

Por otro lado, el agotamiento de los recursos no es repentino. La tecnología renovable, aunque lejos de estar en condiciones para una sustitución plena, tiene un nivel de madurez que, si se explotase de manera adecuada, podría dar lugar a una situación notablemente menos catastrófica para los trabajadores del mundo. Sin embargo, esa solución choca de frente con un un sistema económico que requiere crecimiento infinito sobre una base de recursos finitos. En consecuencia, una salida equitativa a la crisis energética planetaria solo sería posible en una sociedad que no esté sometida, de manera inherente a su propia naturaleza, a la lógica de la acumulación de capital. Mientras la energía se siga concibiendo como una mercancía para el lucro privado y como herramienta de poder en la competencia internacional —en lugar de un bien común estratégico de la humanidad—, el colapso de unos seguirá siendo, matemáticamente, el dividendo de otros.

En resumidas cuentas, hemos visto que la era del petróleo barato, fácil e inagotable ha terminado. La era de la globalización energética basada en unos pocos estrechos, unos pocos países productores y unas pocas grandes empresas también ha entrado en crisis. Pero el fin de una era no es necesariamente el principio del apocalipsis. También puede ser el principio de algo nuevo. La pregunta es si ese algo nuevo será una transición justa y planificada hacia una sociedad descarbonizada, o una fragmentación violenta y desigual hacia un mundo de bloques rivales y colapso sistémico. Mientras tanto, el pitido de la gasolinera que sube sus precios, el rugido del reactor que no puede despegar, o el silencio de los oleoductos que han dejado de bombear. Esos son los ruidos de fondo de 2026. Y todo parece indicar que no van a cesar pronto. Pero quizás, solo quizás, sean también los sonidos de un despertador que nos avisa de que ya no podemos seguir durmiendo.

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