Si un mercado está sobrado de producto, la lógica dice que el precio cae. En 2026, el petróleo vuelve a recordarnos que no es un mercado limpio, en el que nos encontramos sanciones, intereses logísticos, costes crecientes ligados a seguros y una desorbitada tensión geopolítica.
El resultado es la siguiente paradoja: hay superávit global, pero una parte del crudo se queda fuera del circuito normal, en este caso en buques, y el precio incorpora una prima de riesgo.
1. Un superávit que debería abaratar el crudo
La Agencia Internacional de la Energía (IEA, acrónimo en inglés) ha descrito para 2026 un mercado con oferta creciendo más rápido que la demanda.
En algunos escenarios, ese desequilibrio se aproxima a 4 millones de barriles diarios de exceso, una cifra suficientemente grande como para presionar a la baja al Brent … si el excedente pudiera circular con normalidad.
El detalle relevante es quién aporta los nuevos barriles. En su informe de noviembre, la IEA señalaba que el crecimiento no perteneciente a la OPEP+ explicaría del orden de 1,2 millones de barriles diarios en 2026, con protagonismo de Estados Unidos, Brasil, Canadá y Guyana.
Al mismo tiempo, la IEA viene subrayando que la demanda crece con más moderación que en décadas anteriores, lo que hace más probable que el mercado entre en superávit estructural (no puntual).
2. El petróleo que no llega al mercado: almacenamiento flotante y crudo sancionado
Aquí aparece el mecanismo que distorsiona la señal de precios. En 2026, parte del excedente no se transforma en inventarios accesibles en tierra, sino que queda como almacenamiento flotante, en barcos cargados que esperan comprador, ruta o blanqueo logístico.
El volumen citado es difícil de ignorar, pues son alrededor de 375 millones de barriles de crudo asociado a Rusia, Irán y Venezuela los que estarían navegando o almacenados en el mar, fuera de los centros habituales de fijación de precios.
La propia dinámica iraní ilustra el fenómeno: en enero se registraron niveles récord de crudo iraní en el agua según datos a partir de seguimiento marítimo (Reuters)
Lo importante es que, en términos de mercado, ese petróleo tiene un estatus ambiguo: existe, pero operar con él implica sanciones, descuentos, riesgos de seguro, financiación más cara y, en ocasiones, dificultad real de entrega.
Por eso, aunque sobra petróleo sobre el papel, la oferta disponible a corto plazo no crece en la misma proporción.
Una comparación que ayuda a dimensionar el atasco y convertir cientos de millones en algo tangible, es que esos 375 millones de barriles equivaldrían a casi 10 meses de consumo de España, tomando un uso diario aproximado de 1,322 millones de barriles citado en el Anuario Energético de Repsol y coherente con estadísticas internacionales.
3. Por qué los precios no caen: la prima de riesgo como parte del barril
Si el petróleo fuera un bien homogéneo y libre de fricciones, el superávit derrumbaría el precio.
Pero el crudo tiene calidades, rutas y legalidades distintas. El mercado paga por la disponibilidad inmediata y por la certeza de entrega.
Por eso el Brent puede sostenerse incluso con exceso global. En octubre de 2025 se movió alrededor de 62,39 dólares y en febrero de 2026 volvió a rondar el entorno de los 70 dólares, según precios citados por prensa económica y series de mercado.
Además, el atasco en el mar introduce tensiones logísticas. En el arranque de 2026, la combinación de barcos usados como almacén y rutas más complejas encareció fletes, elevando el coste de mover barriles limpios y reforzando la idea de escasez relativa a corto plazo.
Este fenómeno puede empujar a una estructura de backwardation (el barril inmediato sale más caro que el futuro), una señal típica de prima por disponibilidad.
El análisis atribuido a Goldman Sachs pone cifras a la intuición: si un millón de barriles diarios de crudo sancionado se acumula en el mar durante doce meses, el Brent podría recibir un apoyo de hasta 8 dólares por barril frente a un mundo hipotético en el que ese crudo llegara a tierra.
En sentido contrario, por cada 100 millones de barriles que pasen del mar a inventarios en tierra (es decir, que entren en el mercado regular), el precio podría bajar entre 3 y 4 dólares por barril.
La lectura económica se traduce en que el exceso de oferta contable no se convierte automáticamente en exceso de oferta útil. Y esa diferencia se paga …
4. Impacto económico global: exportadores, importadores e inflación
La prima de riesgo beneficia a exportadores, por lo que un Brent sostenido mejora ingresos de exportación y suele aliviar tensiones de balanza exterior.
En mercados emergentes, también puede fortalecer divisas y dar margen fiscal, aunque refuerza la dependencia de un recurso volátil.
Para economías importadoras, el riesgo es el contrario, es decir, encarecimiento de transporte y producción, presión sobre inflación y complicación de la política monetaria.
El Fondo Monetario Internacional (FMI) advirtió que un aumento del 10% en el precio del petróleo sostenido durante la mayor parte del año podría elevar la inflación global en torno a 0,4 puntos porcentuales.
A nivel regional, Morgan Stanley ha estimado que un aumento sostenido de 10 dólares por barril podría restar 20–30 puntos básicos al crecimiento en Asia y añadir alrededor de 0,4 puntos de inflación bajo supuestos de traslado completo (con amortiguadores como subsidios o precios regulados).
El antecedente europeo del 2022, debido a la guerra en Ucrania, elevó inflación y frenó crecimiento, lo que nos recuerda que, si este tipo de escenario se vuelve político y persistente, el impacto macro puede ser de puntos, no solamente de décimas.
Las próximas semanas nos traerán un barril de petróleo por encima de los 100 dólares, pero esto ya lo hemos visto en otras ocasiones. Saldremos adelante, sin cuestionarnos la mayoría de nosotros que hay alternativas más allá de los combustibles fósiles.
5. Petróleo vs. renovables: dos arquitecturas energéticas opuestas
La paradoja petrolera enseña que el petróleo es una red larga y frágil: sanciones, seguros, rutas y cuellos de botella pueden separar la oferta física de la oferta efectiva.
Un paso marítimo como el Estrecho de Ormuz se convierte así en un punto neurálgico para el precio, ya que cuando aumenta el riesgo percibido sobre el corredor, el mercado reacciona con fuerza.
Las energías renovables no son un mundo sin geopolítica, pero su estructura es distinta, pues desplazan la dependencia diaria de combustibles importados hacia inversión, redes y almacenamiento.
En costes, el cambio es medible. IRENA informa que, en 2024, el 91% de la nueva capacidad renovable a gran escala entregó electricidad más barata que la alternativa fósil más competitiva.
Un parámetro similar aparece en revisiones de costes como las de Lazard, que sitúan a eólica terrestre y solar entre las opciones más competitivas para nueva generación en muchos contextos.
En impacto ambiental, la diferencia estructural es aún mayor. El IPCC ha sintetizado que tecnologías como eólica y solar pueden ofrecer electricidad con emisiones de ciclo de vida muy inferiores a las del carbón.
6. Conclusión de nuestra adicción
En 2026 vemos que el precio del petróleo no solo refleja barriles, sino vulnerabilidades, en forma de sanciones, cuellos de botella y riesgo geopolítico.
En un sistema así, incluso la abundancia puede salir cara. La transición energética no es solo descarbonizar, sino también reducir exposición a un mercado donde la prima de riesgo está incorporada al combustible.
Un mix más electrificado y renovable no elimina todos los desafíos, pero tiende a ofrecer costes más estables, menos dependencia inmediata de importaciones fósiles y un impacto climático sustancialmente menor.
Quizás estemos adormecidos tras tantos años bajo el poder del lobby de los combustibles fósiles, y citando al gran dramaturgo Enrique Jardiel Poncela, lo peor del infierno son los primeros días.
Igual ya nos hemos acostumbrado al infierno del petróleo y seamos incapaces de apostar de manera decidida por un escenario más favorable dominado por las energías renovables.
