EE.UU. envía crudo a Australia por el cierre de Ormuz
Lucas Montero · Materias Primas · 2026-05-17
Once semanas de bloqueo han redistribuido los flujos petroleros globales. Los márgenes de refinación en $11,40 por barril indican que el mercado no espera normalización rápida.
Estados Unidos está exportando crudo a Australia, un mercado que históricamente se abastecía desde Asia y Oriente Medio. El cambio no es anecdótico: marca la primera redistribución permanente de flujos petroleros provocada por el cierre del <abbr title="Paso marítimo clave entre el Golfo Pérsico y el océano Índico, por donde transita ~20% del petróleo mundial">Estrecho de Ormuz</abbr>, que lleva 11 semanas operando al 5% de su capacidad promedio. El WTI cerró el viernes en $106 por barril, acumulando una ganancia semanal del 11%, después de haber tocado $114,58 el 7 de abril.
El dato lo confirmaron analistas de mercado citados por 24/7 Wall St. y corroborado en el último reporte mensual de la Agencia Internacional de Energía. Australia consume aproximadamente 400 millones de barriles equivalentes de petróleo al año pero produce solo 40 millones de forma doméstica. El país importa el 90% de sus productos refinados desde Singapur, Corea del Sur y Japón — refinerías que a su vez dependen en un 59% de crudo que transita por Ormuz.
Australia importa desde el Pacífico, no desde el Golfo
La vulnerabilidad australiana es estructural. De las ocho principales fuentes de combustibles refinados del país — que representan el 86,9% de sus importaciones totales — la mayoría depende indirectamente del Estrecho. Cuando el bloqueo comenzó el 28 de febrero de 2026, tras los ataques de fuerzas estadounidenses e israelíes contra Irán, los flujos de crudo y productos petroleros por Ormuz cayeron de ~20 millones de barriles diarios a poco más de 2 mb/d en marzo. En abril, el tráfico operaba al 5% del promedio histórico.
La oferta global de petróleo cayó 1,8 mb/d en abril hasta 95,1 mb/d, totalizando pérdidas de 12,8 mb/d desde febrero. Las exportaciones de crudo de la Cuenca Atlántica — principalmente EE.UU., Brasil, Canadá, Kazajstán y Venezuela — aumentaron 3,5 mb/d desde febrero, dirigidas mayoritariamente a mercados «Este de Suez» que antes se abastecían desde el Golfo. Australia entra en esa categoría.
Esa diferencia es clave. El crudo bajó ~8% en cinco semanas, pero los márgenes no cedieron. Eso indica que el mercado precia una disrupción duradera, no psicológica. Los spreads de refinación se disparan cuando hay escasez de productos terminados — gasolina, diésel, jet fuel — en relación con el crudo disponible. Que se mantengan en estos niveles después de un mes de caída del WTI señala que los refinadores aún esperan una oferta limitada de crudo procesable en las rutas tradicionales.
Trump mantiene las compuertas abiertas
La administración Trump, bajo presión por los precios de la gasolina en EE.UU., ha rechazado reducir las exportaciones de combustible. En un episodio reciente del podcast Morning Brew Daily, analistas explicaron que la Casa Blanca sostiene que «el mercado libre debe comportarse como el mercado libre». El argumento de fondo: el precio del petróleo se establece globalmente vía benchmarks como Brent y WTI, por lo que retener barriles estadounidenses podría elevar los precios en otros mercados y, por efecto de arbitraje, también en EE.UU.
Esa política consolida a Estados Unidos como <abbr title="Productor capaz de aumentar o reducir oferta de manera flexible para estabilizar el mercado global">swing supplier</abbr> global. No solo produce más: ahora abastece mercados que antes no tocaba. Eso cambia dinámicas de largo plazo en divisas — el dólar australiano (AUD) ha marcado máximos de tres años en parte por la resiliencia de commodities y tasas divergentes con la Fed — y en dependencias geográficas. Asia ya no es la única opción para Australia; EE.UU. entra al juego de forma permanente.
- Exportaciones de la Cuenca Atlántica: +3,5 mb/d desde febrero, con EE.UU., Brasil y Canadá liderando el incremento.
- Proyección de suministro 2026: La IEA revisó al alza las expectativas de crecimiento desde las Américas en más de 600 kb/d, a 1,5 mb/d promedio anual.
- Déficit persistente: Asumiendo reapertura gradual de Ormuz desde junio, la oferta global caerá 3,9 mb/d en promedio en 2026, a 102,2 mb/d.
Refinadores ganan triple mientras productores del Golfo están parados
TotalEnergies tiene la exposición más pesada entre las majors integradas: aproximadamente el 15% de su producción total está cerrada en Qatar, Irak y offshore UAE a finales de abril. Las instalaciones requieren entre dos y tres meses para reiniciarse una vez que se reabra el paso. Sin embargo, el ingreso neto ajustado de TotalEnergies subió 28,6% trimestre a trimestre hasta €5,4 mil millones, impulsado precisamente por los márgenes de refinación europeos que casi se triplicaron.
La paradoja es clara: producción cerrada, pero ganancias récord. Las majors integradas — aquellas con segmentos de upstream (extracción) y downstream (refinación) — están compensando la pérdida de barriles en el Golfo con spreads sin precedentes en Europa y Asia. Meg O'Neill, CEO de BP, declaró en los resultados del primer trimestre que la industria opera «en un ambiente de conflicto y complejidad». Traducción: volatilidad extrema, pero márgenes que compensan con creces los volúmenes perdidos.
Los márgenes de destilados intermedios — gasoil, jet fuel — están en niveles récord, apoyados por la escasez de productos terminados en mercados asiáticos y europeos que antes recibían suministro constante desde refinerías del Golfo. Mientras esos spreads se mantengan arriba de $10 por barril, el mercado está diciéndole a quien quiera oír que Ormuz no se reabre pronto.
El cierre de Ormuz lleva 11 semanas y ya redibujó el mapa. EE.UU. exporta a Australia, los márgenes de refinación triplicaron, y las majors integradas reportan ganancias récord con un 15% de su producción parada. La redistribución geográfica de los flujos petroleros no es temporal: es el primer cambio estructural de una crisis que el mercado aún precia como duradera.