Guerra en Irán y Ormuz en llamas: ¿cuál será el efecto del petróleo en Ecuador?
En este artículo explicamos cómo la guerra de EE.UU. e Israel contra Irán amenaza el mercado mundial de energía, y qué le espera al Ecuador. ¿Cuáles son los beneficios y cuáles los perjuicios?
Barriles de petróleo con la bandera de Irán
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El 28 de febrero de 2026, la historia del petróleo volvió a acelerarse de golpe. Los Estados Unidos e Israel lanzaron la Operación “Furia Épica” contra Irán, matando al Ayatola Alí Jamenei y gran parte de la cúpula política y militar, y desencadenando la mayor crisis energética en décadas. En pocas horas, el estrecho de Ormuz —por donde transita alrededor del 20% del petróleo mundial y el 22% del gas natural licuado (GNL)— quedó bloqueado de facto. Los mercados de energía, que venían de un 2025 relativamente apacible, entraron en una espiral de incertidumbre cuyas consecuencias todavía no se pueden dimensionar.
La anatomía del choque energético de 2026
La crisis se ha desarrollado en etapas. Primero, el precio del crudo Brent, que cerró el viernes 27 de febrero en torno a los USD 73 por barril, saltó a más de USD 82 en la apertura del lunes 2 de marzo, un alza del 13% en un solo día: el mayor movimiento diario en años. Para el 6 de marzo, el precio Brent ya alcanzó USD 93. El West Texas Intermediate (WTI), referencia para el crudo ecuatoriano, subió a USD 72,67, un incremento de 8,4% frente al día anterior; y alcanzó $119 por barril, para luego caer a USD 84 el 10 de marzo, en un mercado extremadamente volátil (Gráfico 1).
Segundo, y quizás más dramático, fue el colapso del mercado del gas natural. Irán lanzó ataques de misiles y drones contra Catar, donde QatarEnergy —el mayor exportador de GNL del mundo, responsable del 20% del suministro global— se vio obligado a detener operaciones de licuefacción del gas. Los precios del gas natural holandés (TTF), referencia europea, se dispararon más del 43% en un solo día. Las tarifas de fletes para buques metaneros saltaron más del 40%. Europa y Asia, los principales compradores del GNL catarí, se encontraron de repente buscando sustitutos en un mercado al borde del pánico.
Tercero, la infraestructura petrolera árabe entró en la línea de fuego. La refinería Ras Tanura de Saudi Aramco, con capacidad de 550.000 barriles diarios y una de las mayores del mundo, sufrió un incendio y tuvo que cerrar operaciones preventivamente tras ser alcanzada por escombros de drones interceptados. El historial de ataques continuó entre el 3 y el 5 de marzo, con drones iraníes dirigiéndose repetidamente contra instalaciones en Arabia Saudita, Bahréin, Kuwait y los Emiratos Árabes Unidos.
El estrecho de Ormuz, en tanto, quedó en una situación sin precedentes: no clausurado formalmente, pero inutilizable en la práctica para el comercio internacional. Diez buques petroleros fueron atacados. La Guardia Revolucionaria Islámica de Irán (IRGC) emitió el 2 de marzo una confirmación oficial de que el estrecho estaba “cerrado”. Maersk, CMA CGM y Hapag-Lloyd suspendieron sus travesías. Las aseguradoras retiraron la cobertura de protección e indemnización para el 5 de marzo, haciendo económicamente inviable cualquier tránsito. El tráfico de buques, que se había desplomado en un 70% en los primeros días, cayó un 90%.El fantasma de 1979: similitudes y diferencias cruciales
Para entender la magnitud del choque actual, hay que regresar casi medio siglo. La Revolución Iraní de 1979 eliminó de golpe entre 5 y 6 millones de barriles diarios (mbpd) del mercado global, aproximadamente el 8-9% de la producción mundial de entonces. El precio del crudo se disparó de alrededor de USD 13 por barril en 1978 a más de USD 32 en 1979 —un aumento del 146%— y alcanzaría los USD 35 con el estallido de la guerra Irán-Irak en 1980. El impacto fue devastador: recesión en Occidente, inflación de dos dígitos, largas filas en las gasolineras.
Sin embargo, el mundo de 1979 era mucho más dependiente del petróleo de Medio Oriente que el de hoy. La región representaba entonces más del 40% de la producción global. Hoy, esa proporción se ha reducido considerablemente gracias a la revolución del esquisto estadounidense —que convirtió a EE.UU. en el mayor productor mundial— y la diversificación hacia fuentes de África Occidental, Rusia, América Latina y el Mar del Norte. En 1979, el estrecho de Ormuz no existía como el cuello de botella crítico que es hoy; la infraestructura de tuberías alternativas era prácticamente inexistente.
Hoy el panorama es diferente, pero no necesariamente menos frágil. Arabia Saudita tiene el gasoducto Este-Oeste (7 mbpd de capacidad) y los Emiratos tienen el oleoducto hacia Fujairah, que en conjunto podrían redirigir unos 4 mbpd. Pero Arabia Saudita, Irak y los EAU exportaban juntos 13,1 mbpd a través de Ormuz en 2024. Cerrar el estrecho significa inmovilizar —al menos temporalmente— unos 20 mbpd de petróleo y 80 millones de toneladas anuales de GNL. Ninguna combinación de rutas alternativas y reservas estratégicas puede sustituir ese volumen. Como señaló Bob McNally, un analista de la firma Rapidan Energy: “Una clausura prolongada del estrecho de Ormuz es una recesión global garantizada”.
Hay otro contraste fundamental: en 1979, la crisis fue de oferta, no de ruta marítima. Hoy, el riesgo más agudo no es solo que Irán deje de exportar —produce unos 3 mbpd, el 4% del suministro global—, sino que el canal por donde pasa la quinta parte del petróleo mundial quede bloqueado. Un analista de Goldman Sachs estimó que el mercado estaba descontando a principios de marzo de 2026 una prima de riesgo de unos USD 14 por barril, equivalente al efecto esperado de un cierre total de cuatro semanas del estrecho.
Otro escenario extremo —cierre prolongado más ataques sostenidos a la infraestructura del Golfo— podría, en palabras de un analista de CNBC, llevar al petróleo “a los tres dígitos” y ser “tres veces más grave que el embargo árabe [de 1973] y la revolución iraní [de 1979]”.Gasolina, gas y el consumidor global
El impacto en los consumidores de los países importadores fue casi inmediato. En Estados Unidos, el precio de la gasolina registró el lunes 2 de marzo el mayor aumento diario en más de 20 años, llegando a un precio promedio por galón de USD 3,53 al 10 de marzo (un aumento del 21% con respecto al mes pasado). Según Paul Krugman, el precio de los futuros de la gasolina mayorista se disparó en 75 centavos por galón. El gas natural en EE.UU. subió un 5%, mientras que en Europa los precios del TTF se dispararon hacia los 46-74 EUR/MWh, niveles no vistos desde la crisis energética de 2022 provocada por la invasión rusa a Ucrania.
Asia es la región más expuesta. China, India, Japón y Corea del Sur —que representan el 69% del petróleo que transita por Ormuz— se encontraron de repente compitiendo por suministros alternativos. Japón, que obtiene el 95% de su crudo de Arabia Saudita, Kuwait, los EAU y Qatar, y que depende del estrecho de Ormuz para el 70% de esa energía, solicitó liberar reservas estratégicas. Pakistán pidió formalmente a Arabia Saudita redirigir envíos por el Mar Rojo a través del puerto de Yanbu.
El mercado del GNL mostró la mayor vulnerabilidad. Catar suministraba el 12-14% del gas que consume Europa, y la paralización de QatarEnergy dejó un vacío que ni EE.UU. ni Australia pueden llenar de inmediato: las terminales de GNL estadounidenses operan cerca de su capacidad máxima. La interrupción simultánea del estrecho —por donde pasa el 22% del GNL global— y de las operaciones de QatarEnergy creó una tormenta perfecta para el gas.
¿Qué puede moderar el impacto?
Frente a la escalada, varios factores podrían amortiguar el choque. El mundo llegó a esta crisis con mercados sobreofertados: la OPEP+ anunció el domingo 1 de marzo un aumento de producción de 206.000 barriles diarios, aunque los analistas señalan que esto es insuficiente ante una disrupción de 20 mbpd.
Estados Unidos contempla liberar reservas estratégicas (si bien bajo el gobierno de Biden habían bajado al 60% de su capacidad, y Trump no las había vuelto a acumular antes de su ataque). Arabia Saudita había pre-exportado crudo a depósitos en el Mar Rojo, los Países Bajos y Sudáfrica, creando un colchón de suministro fuera del alcance de ataques iraníes. China acumuló reservas de aproximadamente 1.000 millones de barriles, la mitad de su capacidad de almacenamiento.
Sin embargo, el escenario base de la mayoría de los analistas apuntaba a un Brent entre USD 90 y USD 100 con alto riesgo de superar esa cifra si los ataques a infraestructura se intensificaban o si el cierre del estrecho se prolongaba más de cuatro semanas. El escenario de cola —cierre sostenido más destrucción de la infraestructura del Golfo— seguía siendo de baja probabilidad, pero con consecuencias que los modelos existentes no alcanzan a cuantificar con precisión.Ecuador ante la tormenta: entre la bonanza y la trampa
Para Ecuador, la crisis energética de 2026 presenta una paradoja cruel que refleja las debilidades estructurales del sector petrolero. En teoría, el país debería beneficiarse: es exportador neto de crudo. El WTI —referencia para el petróleo ecuatoriano— ha subido hasta USD 84 el 10 de marzo, cuando el presupuesto estaba calculado sobre una proyección conservadora de apenas USD 53,50 por barril. Cada dólar adicional en el precio del barril representa ingresos fiscales adicionales para un Estado con un déficit que en 2025 se disparó un 71% hasta los USD 5.300 millones. Francisco Monaldi, del Baker Institute de la Universidad Rice, identificó a Ecuador —junto a Venezuela y Colombia— como uno de los países latinoamericanos que más podría beneficiarse del alza de precios.
Pero la realidad es más compleja. Ecuador no llega a este choque desde una posición de fortaleza, sino de declive. La producción nacional de crudo en 2025 fue la peor en 21 años: apenas 430.000 barriles diarios en promedio, un 26% menos que el pico de 2014. Para enero de 2026, la producción se había recuperado a unos 466.000 barriles diarios, cifra aún por debajo de la capacidad instalada, afectada por infraestructura envejecida y falta de inversión.
En 2025, el gasto en importar derivados del petróleo —gasolinas, diésel, gas doméstico— fue casi equivalente a lo que recibe por exportar crudo. Ante la subida de precios internacionales de los derivados —que se encarecen en paralelo al crudo—, el Estado ecuatoriano deberá pagar más por sus importaciones de combustibles, lo que puede anular o superar cualquier ganancia por las exportaciones de crudo adicionales. Si mantiene los subsidios, amplía el déficit; si los traslada al consumidor, dispara la inflación. El mecanismo de bandas vigente permite ajustes de apenas el 5% mensual, insuficiente ante una escalada repentina.
(*) Experto en Desarrollo Sostenible y Financiación Climática, colabora con Gestión Digital.
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