La amenaza de una crisis petrolera regresa al radar de los mercados. Goldman Sachs ha dado un giro radical a su previsión, advirtiendo de que la escalada de hostilidades en el Golfo Pérsico, especialmente en Irán, podría desencadenar una interrupción prolongada del suministro mundial de crudo. Hace apenas una semana, el banco de inversión advertía de un inminente exceso de oferta. Ahora, sus analistas de materias primas han cambiado el discurso: el riesgo de disrupción en el Estrecho de Ormuz eclipsa cualquier otro factor.

La nota de Goldman, recogida por Bloomberg, subraya que aunque los productores de Oriente Medio han comenzado a reabrir pozos en el último mes, las perturbaciones en Hormuz —por donde transita cerca del 20% del petróleo mundial— podrían frenar en seco esa recuperación. La producción de la región sigue 10,5 millones de barriles diarios por debajo de los niveles anteriores a la guerra. Un agujero que, si se cronifica, tensaría los mercados globales como no se veía desde la crisis energética de 2022.

Los ataques a petroleros en el Golfo Pérsico han reavivado los temores de una interrupción del tránsito, que ya afectó a los precios en 2022. Las milicias respaldadas por Irán han intensificado sus operaciones en las últimas semanas, según fuentes de inteligencia regionales. El temor de Goldman Sachs es que una escalada mayor —con represalias sobre las terminales de carga o los navíos— convierta el estrecho en un cuello de botella insalvable durante meses. La historia reciente demuestra que el mercado no descuenta estos riesgos hasta que es demasiado tarde.

El giro de Goldman Sachs: de exceso de oferta a crisis de suministro

El cambio de tono de Goldman Sachs no es menor. Hace siete días sus economistas proyectaban un superávit de hasta 1,2 millones de barriles diarios para el segundo semestre, gracias a la recuperación de Libia, Angola y la producción de esquisto de Estados Unidos. El banco había pronosticado que el Brent caería a 68 dólares en septiembre. Ese escenario ha saltado por los aires. Ahora, los mismos analistas hablan de “interrupción prolongada” y señalan directamente a la inestabilidad en Irán como el principal detonante.

El temor no es infundado. El Estrecho de Ormuz es el paso marítimo más importante del mundo para el comercio de crudo. Diariamente lo cruzan 17 millones de barriles de petróleo y productos refinados. Un cierre parcial o total, incluso temporal, dispararía los precios de forma inmediata. Goldman recuerda que los ataques de 2019 a petroleros saudíes añadieron 6 dólares de prima de riesgo al Brent en una semana. Esta vez, con la producción global ya tensionada, el impacto podría ser mayor.

La advertencia del banco de inversión subraya una realidad incómoda: la capacidad de reacción de la OPEP+ es limitada. Arabia Saudí y Emiratos mantienen algo de capacidad ociosa, pero el resto de miembros apenas pueden bombear más. La cuota de mercado de productores expuestos a Hormuz —Irak, Kuwait, Catar, Irán— ronda los 12 millones de barriles diarios. Cualquier bloqueo en el estrecho dejaría sin salida a más de la mitad de ese volumen. Goldman lo resume en una frase: “Hormuz disruptions could slow down the production recovery”.

La producción de Oriente Medio, 10,5 millones de barriles diarios por debajo de niveles previos a la guerra

La cifra clave del informe es ese déficit de 10,5 millones de barriles diarios respecto a los volúmenes prebélicos. Parte de esa brecha se debe a las sanciones que mantienen a raya las exportaciones iraníes y, en menor medida, a la lenta recuperación de Irak. Pero también a los destrozos en infraestructuras que aún no se han reparado. La nota de Goldman advierte de que, aunque los productores han empezado a desempolvar pozos cerrados, la escalada de las hostilidades podría detener esa tendencia justo cuando más falta hace el crudo en el mercado.

De hecho, la producción en Oriente Medio sigue 10,5 millones de barriles diarios por debajo de los niveles prebélicos, una cifra que el banco califica de “preocupante”. Si las tensiones en el Golfo interrumpen las operaciones logísticas, algunos campos se verían forzados a cerrar de nuevo. El círculo vicioso es evidente: menos producción, más tensión en precios y más incentivos para ataques que la propia inestabilidad alimenta.

La comunidad inversora ya ha empezado a tomar nota. En las últimas sesiones, el Brent ha añadido cuatro dólares y medio, situándose en 91,3 dólares al cierre de ayer. Los futuros a un mes reflejan una prima de riesgo geopolítico que, según los analistas, no se veía desde el inicio de la guerra en Ucrania. Las opciones de compra sobre crudo se han disparado un 40% en tres días, señal de que los fondos de cobertura están cubriéndose contra un repunte violento.

La amenaza en el Estrecho de Ormuz no es nueva, pero su reaparición en un mercado que ya lucha por recuperar la producción es una combinación explosiva para los precios.

La ironía es que Goldman Sachs no es la única casa que ha patinado con las previsiones. El consenso de analistas había anticipado una guerra de cuotas entre la OPEP y el esquisto estadounidense que mantendría los precios a raya. Nadie contaba con una reactivación del conflicto en el Golfo tan intensa. La línea entre superávit y escasez se ha difuminado en menos de siete días, y con ella la credibilidad de los modelos predictivos convencionales.

Impacto en el precio del crudo y la factura energética española

La escalada geopolítica tiene consecuencias directas para España, el quinto mayor importador de petróleo de la Unión Europea. España importa más del 15% de su crudo de Oriente Medio —principalmente de Arabia Saudí, Irak y Kuwait—, según datos de CORES. Un repunte sostenido del Brent por encima de 100 dólares el barril se traduciría en un aumento de entre 15 y 20 céntimos por litro de gasolina y gasóleo en cuestión de semanas, de acuerdo con estimaciones de la Asociación de Operadores Petrolíferos. Para un hogar medio que llena dos depósitos al mes, el sobrecoste mensual podría superar los 20 euros.

Pero el impacto no se limitaría al surtidor. El gas licuado del petróleo (GLP) y los derivados industriales también se encarecerían, elevando los costes de transporte, agricultura y manufacturas. Repsol, Cepsa y otras refinerías peninsulares verían cómo sus márgenes se tensan, aunque a la vez podrían beneficiarse de una mayor capacidad de exportación a países europeos que pagan prima por el diésel. La última vez que el Brent superó los 100 dólares, en 2022, la tasa de inflación en España escaló hasta el 10,8%. Con el IPC aún en el 3,2%, un nuevo choque energético complicaría el aterrizaje suave que persigue el Banco Central Europeo.

El informe de Goldman Sachs, en definitiva, no solo alerta de un riesgo de oferta inmediato, sino que evidencia una debilidad estructural del sistema petrolero global: la excesiva dependencia de un paso marítimo de apenas 33 kilómetros de ancho. Mientras los productores de esquisto estadounidense mantengan su ritmo de extracción y la OPEP+ no resuelva sus divisiones internas, el mercado permanecerá a merced de la geopolítica. La crisis de Irán es solo el último recordatorio de que la transición energética no avanza tan rápido como los precios del crudo cuando estalla un conflicto en Oriente Medio.

Más del 90% de la nueva potencia renovable instalada a escala comercial en 2025 presentó costes de generación inferiores a los de las centrales de gas y carbón. El dato procede del informe ‘Renewable Power Generation Costs in 2025’, que la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) ha publicado este 9 de julio de 2026 y que consolida un vuelco histórico en la competitividad de las fuentes limpias.

Un hito para la competitividad renovable mundial

El documento de IRENA no se limita a confirmar una tendencia: certifica que las renovables son la fuente más barata de nueva electricidad en la mayoría de los mercados. Por primera vez, la fotovoltaica y la eólica terrestre dominan el ranking de costes nivelados de la energía (LCOE) frente al carbón, el gas natural y la nuclear. El trabajo cruza datos de 2025 con las curvas de aprendizaje de las tecnologías y las condiciones de financiación globales, y el resultado es inequívoco: la energía más limpia ya es, además, la más barata.

El umbral superado por más de nueve de cada diez nuevos megavatios renovables no es una anécdota. Hace solo una década, la eólica terrestre aún necesitaba apoyo público para competir con el carbón en la mayoría de los países. En 2025, el coste medio ponderado global de la solar fotovoltaica a escala de parque se sitúa por debajo de los 40 dólares por MWh en buena parte de las regiones analizadas, un nivel que ninguna tecnología fósil puede igualar sin subsidios.

La lectura que hace IRENA es tan clara como contundente: la competitividad renovable ya no depende de la ubicación o de las condiciones meteorológicas excepcionales; es sistémica. Incluso en mercados con recursos eólicos o solares moderados, la combinación de tecnologías y los contratos de compraventa de energía (PPA) permiten precios estables por debajo del coste evitado de las centrales de gas.

España, un ejemplo de cómo los bajos costes refuerzan la seguridad energética

España figura entre los países que mejor ilustran el efecto amortiguador de los bajos costes renovables. Con más del 50% de la generación eléctrica procedente de fuentes limpias en 2025, la Península Ibérica ha sido capaz de contener la factura eléctrica en episodios de tensión geopolítica que dispararon el precio del gas TTF. Mientras que en Alemania o Italia el impacto de la volatilidad del gas siguió reflejándose en el pool mayorista con picos de más de 200 €/MWh, el sistema español se benefició de una base renovable que mantuvo los precios medios intradía por debajo de los 80 €/MWh durante los trimestres más críticos.

El informe de IRENA subraya precisamente esa conexión entre costes y resiliencia. Las renovables no solo reducen la factura, sino que blindan al sistema eléctrico frente a crisis de suministro de combustibles importados. La dependencia del gas ruso o del gas natural licuado (GNL) sujeto a tensiones en el Mar Rojo se convierte en un factor de riesgo decreciente cuando la generación eólica y solar cubre más de la mitad de la demanda.

Las renovables han dejado de ser la opción verde para convertirse en la apuesta por la seguridad energética y la estabilidad de precios.

Este blindaje, sin embargo, tiene un reverso. La rápida penetración de tecnologías con coste marginal cercano a cero reduce los precios mayoristas en horas de alta producción renovable, lo que presiona la rentabilidad de las propias plantas si no se complementan con sistemas de almacenamiento o contratos de cobertura. El sector ya anticipa que la próxima frontera no será el coste de generación, sino el de almacenamiento y flexibilidad.

IRENA y el nuevo paradigma de la transición energética

El informe de IRENA de 2025 pone punto final a un debate que parecía eterno: la transición energética no es un sacrificio económico. Es, desde hace al menos dos años, una oportunidad de ahorro estructural. La cuestión ya no es si compensa instalar renovables, sino cómo integrarlas con inteligencia para que los precios bajos de generación se trasladen de verdad al consumidor final y no se diluyan en costes de ajuste o en los peajes de las redes insuficientemente malladas.

El riesgo evidente es que la euforia por los costes de generación impida ver los cuellos de botella aguas abajo. Sin inversiones masivas en redes de transporte, interconexiones y almacenamiento a gran escala, los vertidos de energía renovable en horas valle seguirán creciendo y el valor capturado por el sistema se erosionará. España ya ha sufrido este fenómeno: en 2025 se batieron récords de vertidos solares en fines de semana de primavera, con precios que llegaron a cero o incluso negativos en el mercado diario.

La agencia internacional no solo documenta la caída de costes; también advierte de que la próxima década será clave para que los marcos regulatorios acompañen la realidad tecnológica. La receta pasa por contratos por diferencias bien diseñados, mecanismos de capacidad que remuneren la firmeza sin favorecer a los fósiles y una planificación de la red que deje de ir a remolque de los proyectos de generación.

En el fondo, el mensaje de IRENA es claro: los costes de generación han dejado de ser un obstáculo para la descarbonización. El verdadero reto está en convertir esos megavatios baratos en un suministro firme, competitivo y resistente a las crisis. Y ese reto exige un esfuerzo de inversión que aún no está sobre la mesa en la mayoría de los países.

La pregunta que deja abierta el informe no es si las renovables pueden abastecer al mundo —los datos dicen que sí—, sino si los gobiernos estarán a la altura de la parte menos glamurosa de la transición: la que discurre bajo tierra, en forma de cables y baterías, y que apenas da titulares.

Rusia ha cerrado el grifo del gasóleo. El viceprimer ministro Alexander Novak confirmó este martes la prohibición total de las exportaciones de diésel hasta finales de julio, una medida de emergencia para blindar el mercado interno tras el ataque masivo con drones ucranianos que dejó fuera de servicio la refinería de Omsk, la mayor planta de procesamiento de combustible de todo el país.

El embargo cierra además un resquicio que permitía a las petroleras con producción propia seguir vendiendo en el exterior. A partir de ahora, ni un solo barril de diésel ruso cruzará la frontera. La orden llega horas después de que una ofensiva de largo alcance impactara de lleno contra las instalaciones de Gazprom Neft en Siberia, paralizando líneas de producción críticas en plena campaña de verano.

Los mercados europeos reaccionaron de inmediato. Los futuros del gasóleo en el ICE londinense registraron tensiones alcistas durante la madrugada, y los operadores anticipan un encarecimiento progresivo de los suministros conforme la prohibición se mantenga. Con el diésel ruso fuera de juego, el continente pierde a uno de sus proveedores históricos en el peor momento posible.

Embargo total y ataque a la mayor refinería rusa

El ataque ucraniano sobre la refinería de Omsk ha marcado un punto de inflexión. La instalación, situada a más de 2.000 kilómetros de la frontera, procesa habitualmente 21 millones de toneladas de crudo al año y abastece una parte sustancial del consumo ruso de diésel y gasolina. Su parada técnica forzosa, según fuentes del sector, podría prolongarse varias semanas.

Alexander Novak justificó el embargo en la necesidad de “evitar tensiones en el suministro doméstico” mientras se reparan los daños. No mencionó plazos concretos para la vuelta a la normalidad operativa, pero el sector descarta un restablecimiento rápido. La prohibición, en principio, vence el 31 de julio, aunque el Kremlin no ha descartado prorrogarla si persisten los problemas logísticos.

La orden afecta de lleno a las exportaciones por barco y por oleoducto, lo que deja sin alternativa inmediata a compradores como Turquía, los países del norte de África y, de forma indirecta, la Unión Europea. Aunque Bruselas mantiene el veto a las compras directas desde febrero de 2023, los volúmenes rusos seguían llegando a mercados vecinos y liberando oferta global que terminaba en los puertos europeos.

La noticia disparó las alarmas en las mesas de trading energéticas. El diésel es el principal combustible refinado que mueve la economía europea, y cualquier restricción de oferta en verano —cuando las refinerías programan paradas de mantenimiento— amplifica el efecto alcista sobre los precios.

El gasóleo español, bajo presión

España no es ajena a este terremoto. Aunque las importaciones directas desde Rusia son insignificantes desde la entrada en vigor de las sanciones, el mercado español del gasóleo se mueve al ritmo de los precios internacionales. Y el embargo ruso tensiona todo el tablero. Según los datos del Boletín Petrolero de la Unión Europea, el precio medio del gasóleo A en España rondaba los 1,42 euros por litro en los surtidores antes del anuncio.

Los analistas consultados advierten de que la prohibición de exportaciones añade presión alcista a corto plazo, con subidas que podrían reflejarse en los surtidores españoles en un plazo de dos a tres semanas. El sector del transporte por carretera, que consume más del 70% del gasóleo en España, sería el primer afectado por el incremento de costes operativos.

No todas las variables juegan en contra. La demanda estival de gasóleo es estructuralmente inferior a la del invierno —no hay calefacción—, y las reservas almacenadas por las grandes distribuidoras permiten un cierto margen de amortiguación. Sin embargo, el factor psicológico del embargo empuja a los importadores a buscar cargamentos alternativos, lo que eleva las primas en el Mediterráneo.

El cierre de la refinería de Omsk y el embargo convierten una crisis local rusa en un problema de precio para todo el mercado europeo del diésel.

El impacto final en el bolsillo del consumidor español dependerá de la duración real de la prohibición y de la capacidad de otros productores para colmar el hueco. India y Arabia Saudí, dos actores que han ganado peso en el mercado europeo de destilados medios, podrían aumentar sus exportaciones hacia el Viejo Continente si encuentran margen económico para ello.

Dependencia estructural y lecciones de la crisis de 2022

La sacudida del embargo ruso revive los peores fantasmas de la crisis energética de 2022. Entonces, la interrupción del suministro de gas ruso disparó los precios eléctricos y obligó a los gobiernos europeos a articular una respuesta coordinada con subvenciones millonarias. Dos años después, el gasóleo vuelve a ser el eslabón débil.

Europa ha conseguido reducir su exposición al gas de Putin, pero en combustibles refinados como el diésel la dependencia indirecta sigue siendo alta. Cuando Rusia deja de exportar, la oferta mundial se contrae y los precios marginales suben para todos, incluidos aquellos países que no compran ni un barril a Moscú. Es la lógica implacable de un mercado globalizado.

Las refinerías europeas están operando por debajo de su capacidad óptima en un contexto de caída de márgenes y transición energética. Si el embargo se prolonga más allá de julio, la Unión Europea podría verse obligada a recurrir a medidas de emergencia como la liberación de reservas estratégicas de productos refinados, una opción que Bruselas contempla con cautela pero sin descartar abiertamente.

El episodio sirve también como recordatorio de que la guerra en Ucrania sigue teniendo capacidad para alterar las cadenas de suministro energético globales. Mientras los ataques sobre infraestructura rusa se intensifiquen, el Kremlin encontrará incentivos para cerrar los grifos exteriores como herramienta de presión interna y geopolítica. La seguridad del combustible en Europa, mientras tanto, pende de un hilo cada vez más fino.