Del pozo a tu bolsillo: por qué el crudo podría subir fuerte en 2026–2028

1) El dilema central: declinación natural vs. transición energética

La producción petrolera mundial es como correr en banda sin fin: aunque estés “quieto”, necesitas inversión masiva solo para no caerte. Los campos declinan en promedio 4–6% anual por fenómenos físicos (caída de presión, agua, agotamiento de capas). Traducido: el mundo “pierde” varios millones de barriles diarios cada año si no se perfora, re-desarrolla y mantiene.

De ahí el mensaje de fondo: aun si la demanda se estancara, harían falta centenares de miles de millones de dólares anuales para sostener el nivel actual. Si la demanda sí crece —como anticipan OPEP y parte de la industria— la brecha se vuelve estructural.

2) ¿La demanda realmente crecerá en la era de los EVs?

La narrativa “pico de petróleo” se apoya en tres motores: vehículos eléctricos, eficiencia y sustitución. Todos avanzan, pero no al mismo ritmo en todos los sectores ni regiones.

• Transporte ligero: los EVs penetran aceleradamente en China/Europa y gradualmente en EEUU y LatAm. Aun así, el parque automotor global tarda 15–20 años en renovarse.

• Aviación y petroquímica: dos anclas de demanda. La aviación crece por turismo/negocios (queroseno difícil de sustituir a escala en el corto plazo). La petroquímica (plásticos, fertilizantes, solventes) depende de líquidos y del gas natural: es el “comodín” que mantiene alta la línea base.

• Emergentes: India, Sudeste Asiático, África y Medio Oriente empujan consumo per cápita desde niveles bajos; incluso con eficiencia, el efecto ingreso domina.

Resultado probable a 2030–2035: meseta alta o crecimiento suave de demanda líquida, con caídas en OCDE compensadas por emergentes y por sectores “difíciles de electrificar”. A 2050, los escenarios divergen: los políticamente aspiracionales (cero neto) pronostican caída brusca; los “probables” ven demanda plana o levemente menor, pero no desaparece.

3) La oferta: el talón de Aquiles

Tres frenos coinciden:

1. Bajo CAPEX crónico (2015–2022) tras el colapso de precios de 2014 y la pandemia. Muchas petroleras recortaron exploración profunda y priorizaron dividendo/recompra.

2. ESG y costo de capital: financiamiento más caro/escaso para fósiles, mayores estándares ambientales y de gobernanza, plazos de permisos más largos.

3. Concentración del “buffer”: más dependencia del shale de EEUU y de OPEP+ para ajustar el mercado. El shale responde rápido, pero no infinito: dulce de productividad disminuye fuera de los “tier-1 core”. OPEP+ puede añadir capacidad, pero custodiará precio-objetivo.

Suma el plazo de maduración: proyectos costa afuera (Brasil, Guyana, Namibia) tardan 5–7 años entre descubrimiento, inversión final y primer aceite. Si hoy aceleras, el crudo llega después de 2028–2030. Por eso 2026–2028 luce como zona de riesgo al alza si la demanda se mantiene firme.

4) Inventarios, geopolítica y “precio de escasez”

En commodities, el precio no refleja solo flujos; también inventarios y capacidad ociosa. Cuando ambos son bajos, el mercado paga una prima de riesgo (“precio de escasez”). Tres gatillos elevan esa prima:

• Choques geopolíticos (Estrecho de Ormuz, Mar Rojo, sanciones a Rusia/Irán, conflictos internos en productores).

• Clima y logística (huracanes en Golfo, cuellos de botella marítimos).

• Disciplina de oferta (recortes OPEP+, M&A que reduce competencia en shale, costos de servicios al alza).

Con inventarios ajustados, un shock de 1–2 mbd puede empujar el precio desproporcionadamente por elasticidades bajas: consumidores no cambian hábitos de un día a otro y productores tardan en responder.

5) México en el tablero: riesgos y ventanas

• PEMEX y mezcla Maya: un crudo pesado que se beneficia de spreads frente a light-sweet en ciertos ciclos. Si el Brent sube, el ingreso petrolero mejora, pero también importamos gasolina/diésel, por lo que la balanza refinada importa.

• Refinación (Dos Bocas) y “slate”: márgenes dependen de cracks, disponibilidad de crudo pesado, mantenimiento y confiabilidad operativa.

• Coberturas petroleras: históricamente han estabilizado ingresos públicos; con mayor volatilidad, recuperar disciplina de hedging es clave.

• Transición: México puede capturar inversión en gas natural (respaldo para renovables e industria) y en petroquímica si alinea regulación, gas barato y permisos.

  
  

6) ¿Oportunidad de inversión? Sí, pero con matices

Si aceptamos que la oferta luce más “tensa” que la narrativa oficial y que la demanda no colapsa, entonces el sesgo de precios es alcista en 2–5 años. ¿Cómo se juega sin vender humo?

• E&P (exploración y producción): beta alta al precio; ciclos de caja fuertes si el Brent se sostiene. Riesgo: declinación/ejecución.

• Servicios petroleros (perforación, sísmica, OFS): tienden a recuperar pricing power cuando vuelve el CAPEX; apalancamiento operativo elevado.

• Midstream (oleoductos, almacenamiento): cash flows más estables, expuestos a volúmenes y tarifas; menor beta al precio spot.

• Integradas (upstream + refino + trading): más defensivas; el trading puede ganar incluso con volatilidad.

• Futuros/opciones: requieren manejo profesional; el apalancamiento actúa en contra si te equivocas de timing.

• Metales/energía amplia: si hay súper-ciclo fósil, suelen acompañar uranio, cobre, níquel por boom de inversión y redes.

Riesgos que no puedes ignorar

• Desaceleración global (China, EU, Europa): pega demanda y “mata” rally.

• Acelerón de EVs + políticas climáticas más duras: erosiona consumo a partir de 2030.

• Respuesta de oferta inesperada: descubrimientos grandes + OPEP levantando restricciones.

• Riesgo político/ESG: litigios y frenos de permisos que cambian el “case” de una empresa.

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1. CAPEX agregado de majors y NOCs, y backlog de OFS.

2. Declinación observada vs. plan de re-desarrollo (producción por cuenca).

3. Inventarios OCDE y spare capacity OPEP+.

4. Diferenciales (Brent-WTI, Maya-WTI, cracks de gasolina/diésel).

5. Curva a futuro (contango/backwardation): si hay backwardation persistente, el spot “paga escasez”.

6. Indicadores de demanda: movilidad, aviación (ASK/RPK), petroquímica (márgenes etileno/propileno).

7. Política climática efectiva (no solo anuncios): venta de EVs, mallas de carga, estándares CAFÉ/Euro, SAF en aviación.

8) Conclusión Personal

Lo políticamente correcto repite que “el petróleo es pasado”. El balance físico dice otra cosa: durante al menos la próxima década, la economía mundial seguirá necesitando líquidos y gas en volúmenes significativos. Si subinviertes hoy, pagas mañana con precios altos, volatilidad y presión inflacionaria. Ese cóctel huele a oportunidad para quienes entienden ciclos, pero también exige disciplina: seleccionar activos, manejar riesgo y aceptar que la transición no es una línea recta, sino una S con baches.