El mercado corrigió al alza sus estimaciones ante las persistentes restricciones a los flujos desde el Golfo. El nuevo escenario mantiene presión sobre combustibles, transporte y costos energéticos de industrias intensivas como la minería.
Las expectativas para el petróleo volvieron a subir con fuerza. Un sondeo de septiembre entre 30 economistas y analistas situó el precio promedio del crudo Brent en US$89,05 por barril durante 2026, mientras que el West Texas Intermediate (WTI) alcanzaría un promedio de US$83,90 por barril. El rango de estimaciones para el Brent se extiende entre US$77,27 y US$97,60, reflejando la elevada incertidumbre que continúa dominando al mercado energético.
El cambio responde principalmente a una reevaluación del riesgo de oferta. Las interrupciones en los flujos petroleros del Golfo, las dificultades para normalizar completamente el tránsito marítimo y el deterioro de los inventarios disponibles están desplazando a un segundo plano —al menos temporalmente— las preocupaciones por una desaceleración de la economía mundial y un menor crecimiento de la demanda.
El movimiento representa además una transformación profunda respecto de las expectativas existentes al comenzar el año. A inicios de enero, el consenso apuntaba a un Brent promedio de apenas US$61,27 por barril para 2026, bajo un escenario dominado entonces por la expectativa de abundante oferta y una demanda débil.
El riesgo de suministro vuelve a dominar el mercado
El principal elemento detrás de las nuevas proyecciones es la dificultad para restablecer completamente los flujos energéticos desde Medio Oriente.
El mercado está incorporando un período más prolongado de restricciones en torno al Estrecho de Ormuz, una de las rutas estratégicas para el comercio mundial de petróleo y productos energéticos. La posibilidad de una rápida normalización perdió fuerza durante septiembre y obligó a revisar nuevamente los balances previstos para el resto de 2026.
La Agencia Internacional de Energía (AIE) calculó en septiembre que la oferta mundial de petróleo promediaría 100,7 millones de barriles diarios durante 2026, una caída de 5,7 millones de barriles diarios respecto del año anterior. El organismo también postergó hasta 2027 una recuperación completa de los suministros provenientes de productores de Medio Oriente.
La presión no se limita al petróleo crudo. Los embarques de productos refinados y gas licuado de petróleo desde la región permanecen significativamente por debajo de los niveles observados antes de las interrupciones, mientras las exportaciones de diésel y gasóleo desde el Golfo han sufrido una contracción especialmente pronunciada.
Este último factor tiene una relevancia directa para sectores como minería, construcción, transporte pesado y logística, donde el diésel continúa siendo un insumo crítico pese al avance de la electrificación de equipos y procesos.
De US$61 a casi US$90 por barril
La trayectoria de las previsiones muestra hasta qué punto cambió el escenario energético durante el año.
En enero, las estimaciones todavía anticipaban una presión bajista sobre los precios, asociada al crecimiento de la producción y a perspectivas moderadas para el consumo. Para julio, el consenso ya había llevado el Brent hasta US$85,22 por barril, mientras el WTI era proyectado en US$80,14.
La estimación de septiembre lleva ahora el Brent a US$89,05 y el WTI a US$83,90.
El ajuste implica que el mercado pasó en cuestión de meses desde discutir un eventual exceso de petróleo hacia un escenario donde la disponibilidad física de barriles, los inventarios y la seguridad de las rutas marítimas volvieron a ocupar el centro de las decisiones.
La Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) también elevó durante septiembre su escenario de precios. El organismo proyectó un Brent cercano a US$90 por barril durante el segundo semestre de 2026, US$8 por encima de su estimación del mes anterior, debido principalmente a la reducción de inventarios globales provocada por las interrupciones de producción.
OPEC+ mantiene otra variable abierta
A las restricciones logísticas se suma la política de producción de OPEC+.
Los principales productores de la alianza se encaminan a mantener sin cambios sus objetivos de producción para noviembre. Los siete miembros centrales involucrados en las decisiones recientes —Arabia Saudita, Rusia, Irak, Kuwait, Argelia, Kazajistán y Omán— produjeron alrededor de 25 millones de barriles diarios en agosto, unos 5 millones de barriles diarios menos que los niveles previos a la guerra registrados en febrero.
Aunque OPEC+ completó en septiembre la eliminación gradual de un recorte de 1,65 millones de barriles diarios acordado anteriormente, todavía mantiene otra capa de restricciones cercana a 2 millones de barriles diarios hasta fines de 2026.
Esto limita la capacidad inmediata del grupo para compensar completamente las alteraciones del mercado, especialmente mientras algunos productores del Golfo permanecen por debajo de sus propias cuotas debido a restricciones físicas de exportación.
China aparece como una pieza decisiva
Otro elemento que puede determinar la trayectoria de los precios durante los próximos meses son los inventarios chinos.
China utilizó durante buena parte del período de interrupciones las reservas acumuladas previamente, reduciendo temporalmente su necesidad de competir agresivamente por cargamentos disponibles en el mercado internacional. Sin embargo, ese colchón comienza a disminuir.
Las importaciones chinas aumentaron durante los últimos dos meses y alcanzaron cerca de 9 millones de barriles diarios en agosto, aunque todavía se mantienen por debajo de sus niveles históricos.
Una recuperación más intensa de las compras del mayor importador mundial de crudo podría endurecer nuevamente el balance físico, particularmente si coincide con menores inventarios comerciales y restricciones persistentes en las rutas del Golfo.
Al mismo tiempo, la desaceleración económica global y una actividad manufacturera más débil continúan actuando como contrapeso. El mercado enfrenta así dos fuerzas opuestas: menor dinamismo de la demanda por un lado y una oferta físicamente restringida por otro.
Qué implica para la minería
Para la industria minera, un petróleo persistentemente cercano a US$90 por barril introduce una presión adicional sobre estructuras de costos que ya enfrentan mayores exigencias en energía, mano de obra, agua, mantenimiento y desarrollo de proyectos.
El efecto no se transmite únicamente mediante el combustible utilizado directamente por camiones, cargadores, perforadoras y otros equipos móviles. Un petróleo más caro también puede elevar los costos de transporte marítimo y terrestre, explosivos, lubricantes, insumos derivados de hidrocarburos y cadenas logísticas internacionales.
Las operaciones alejadas de redes eléctricas robustas o con una alta dependencia de generación térmica presentan una exposición mayor.
En Chile, donde las grandes faenas de cobre han avanzado progresivamente hacia contratos eléctricos renovables y proyectos de electrificación, la volatilidad del petróleo refuerza el incentivo económico para reducir el consumo directo de combustibles fósiles en transporte mina, logística y equipos auxiliares.
La evolución del crudo durante los próximos meses dependerá especialmente de la velocidad con que puedan normalizarse los flujos del Golfo, la política de producción de OPEC+, la reconstrucción de inventarios y el comportamiento de las compras asiáticas.
El escenario para 2027, sin embargo, podría ser diferente. Las actuales proyecciones contemplan que una recuperación gradual de la producción del Golfo, mejores condiciones de transporte y el crecimiento de la oferta fuera de OPEC podrían devolver al mercado hacia una situación de mayor disponibilidad.
Hasta que esa normalización se materialice, el petróleo seguirá operando como una variable relevante para los costos de la minería mundial y para las decisiones de electrificación, eficiencia energética y sustitución de combustibles en operaciones intensivas en energía.
