Petróleo a US$100 y Ormuz: el barril de hoy cuesta US$20 más que el futuro y las petroleras ya descuentan que dure

El petróleo entró en 2026 barato. El Brent físico (Dated) valía US$62,5 de media en diciembre y US$71,32 el 27 de febrero, el último cierre antes de la guerra^S001. En los primeros días de marzo empezó el conflicto con Irán y el tráfico por el estrecho de Ormuz se hundió; por allí pasaban unos 17 mb/d, cerca de una sexta parte del consumo mundial^S009S011. El Dated llegó a US$138,2 el 7 de abril y su media de marzo fue de US$103^S001. Desde entonces el precio ha ido y venido con las noticias: un alto el fuego y la declaración de Ormuz como «abierto» en abril, una caída hasta mínimos de US$72 a principios de julio, y un nuevo ascenso desde finales de julio con ataques a petroleros y a infraestructuras^S011.

Dated y futuro miden cosas distintas y hoy se han separado. El Dated es el precio del cargamento que se entrega en las próximas semanas en el mar del Norte; el futuro de referencia es el contrato de diciembre. Con el mercado en backwardation, parte de la diferencia es solo tiempo (dos meses de plazo); el resto es una prima física por tener el barril ya. El 14-10 el Dated cerró en US$126,55 y el futuro en US$106,06, una prima de US$20,5; la AIE cifra el Dated en unos US$134 al cierre de su informe frente a un futuro de US$107^S001S003S005. SDN no puede separar con datos públicos cuánto es plazo y cuánto es escasez física: sin verificar esa descomposición.

La AIE calcula que los inventarios mundiales están 509 millones de barriles por debajo de los de fin de febrero, un consumo de 2,4 mb/d durante siete meses; en septiembre bajaron 10 Mb en total (−113 Mb en tierra, +103 Mb de petróleo en el mar)^S005. En EE. UU., los stocks comerciales de crudo eran de 415,6 Mb el 9 de octubre, 2,7 % por debajo de la media de cinco años y 1,9 % por debajo de hace un año (−8,6 Mb en la última semana)^S004. La cifra engaña: la reserva estratégica (SPR) ha pasado de 407,7 Mb a 283,0 Mb, 125 Mb menos, y en total EE. UU. almacena un 16 % menos que hace un año^S004.

Reservas estratégicas: hay munición, pero se acaba. La AIE aprobó en marzo la mayor acción colectiva de su historia, de unos 400 M de barriles según la prensa; a comienzos de octubre se habían entregado unos 325 M y quedaban unos 100 M, que el 15-10 se decidió acelerar, con prioridad al gasóleo^S009S012. Otras fuentes hablan de solo 70 M pendientes: sin verificar el saldo exacto. Los gobiernos conservan unos 1.100 M de barriles de stocks públicos de emergencia^S012. EE. UU. ha anunciado además un intercambio de 40 M de barriles de la SPR el 29-09^S006. Cada barril liberado es un barril que habrá que reponer, y esa demanda futura es parte del argumento de la OPEP para 2027.

Desde el 27 de febrero el Brent futuro sube un 51 % y el Dated un 77 %; el S&P 500, un 11 %^S003S013. Los refinadores son los grandes ganadores (Marathon +141 %, Valero +117 %, Phillips 66 +90 %); ya se analizaron en el informe 016 (gasolina) y aquí solo importan como parte del reparto^S013S016. Las integradas suben entre un 13 % (TotalEnergies) y un 57 % (Repsol). Los servicios petroleros suben entre un 25 % y un 54 % en 12 meses, pero no se han movido con la guerra: SLB −4 %, Halliburton −7 %, Baker Hughes −15 %^S013.

El múltiplo cambia de lectura según el EBITDA que se mire. Los últimos doce meses mezclan un segundo semestre de 2025 de precios moderados con un primer semestre de 2026 de US$92 de Brent de media. Con ellos, Exxon cotiza a 10,2x y Chevron a 8,6x; con el primer semestre de 2026 anualizado, a 9,1x y 7,2x^{S014S017S018S019S020S021}. En cambio, Shell, TotalEnergies, BP y Repsol cotizan a unas 4,6–5,1x de 12 meses y a 3,4–4,4x del primer semestre de 2026^{S014S017S018S019S020S021}. El consenso espera un BPA menor en 2027 que en 2026 en las seis: de −7 % en TotalEnergies y −8 % en Exxon (BPA de 11,55 frente a 12,56) a −25 % en Repsol y −30 % en BP, coherente con una curva que baja^S015.

Método: el crudo implícito. SDN ajusta el EBITDA anual de cada compañía al Brent medio con siete observaciones (los años 2022–2025 y los semestres 1S25, 2S25 y 1S26 anualizados) y despeja el Brent que iguala el EV actual a un múltiplo EV/EBITDA dado. Se usan dos múltiplos propios de cada empresa: el de fin de 2025 y la mediana de los cierres de 2022–2025^{S001S014S017S018S019S020S021}. Es un DCF inverso simplificado: dice qué precio de crudo, mantenido, justifica el precio de la acción, no cuál será el precio. Se aplica a las cinco compañías donde el Brent explica al menos el 75 % de la variación del EBITDA (del 79 % al 91 %); en BP el ajuste es peor (R² de 0,22) y no se usa.

Mecánica: precio = Brent prebélico + k × déficit neto. El déficit neto (mb/d) es la brecha de Ormuz (17,15 mb/d de base menos el flujo medio de los próximos doce meses) menos la demanda destruida y la oferta extra (rutas alternativas, OPEP+ y petróleo de esquisto), más la demanda de reposición de stocks. Hoy: brecha 5,53 − demanda destruida 2,6 = 2,93 mb/d de déficit. La constante k = (futuro de hoy US$109,7 − US$71,3) / 2,93 = US$13,1 por mb/d, calibrada con un solo punto^{S001S003S009S005}. Es un modelo deliberadamente simple: si el déficit se invierte, el precio no cae linealmente, y se recoge el error con el rango de ±30 % en k.

• Calendario. 1 de noviembre, reunión de los siete países de OPEP+^S007; 10 de noviembre, nueva edición del STEO de la EIA^S006; finales de octubre y principios de noviembre, resultados del 3T26 de las petroleras (fechas no confirmadas por SDN).
• Flujo por Ormuz (Kpler). Por encima de 15 mb/d de forma sostenida se acerca al escenario bajista; por debajo de 11, al alcista (hoy 11,6)^S009.
• Dated menos futuro de Brent. Una prima de más de US$15 indica escasez física; si baja de US$5, el barril de hoy vuelve a seguir a la curva (hoy US$20).
• Stocks y SPR de EE. UU. Los comerciales por debajo de 400 Mb o una SPR por debajo de 250 Mb indicarían que el colchón se ha agotado (hoy 416 y 283)^S004.
• Curva a dic-27. Si el futuro de dic-27 cae por debajo de US$80, el mercado está dando por cerrada la crisis y las integradas deberían bajar su múltiplo^S003.

Datos. Los precios al contado son de FRED/EIA (cierre del 14-10-2026); los futuros y las cotizaciones, de Yahoo Finance (16-10-2026, con retraso y, en EE. UU., intradía); los inventarios, de las series semanales de la EIA (09-10-2026)^{S001S003S004S013}. Las cifras de la AIE se han leído del resumen web de su informe de octubre, no del PDF completo; las de la OPEP, de prensa^S005S008. Los flujos de Kpler llegan por OilPrice^S009. Los resultados, el balance, el flujo de caja, los dividendos y las acciones salen de los filings de cada compañía (SEC y CNMV)^{S014S017S018S019S020S021} y el consenso, de Yahoo Finance^S015.

Decisiones y límites. (1) El EV usa la deuda financiera del balance de cada filing (con arrendamientos en Shell, TotalEnergies y Repsol) y los minoritarios del balance; en BP son unos US$18 bn, porque incluyen los bonos híbridos, por lo que su múltiplo no es comparable con el de las demás. De las acciones, las de Shell y Repsol son las emitidas (sin descontar autocartera); en Chevron, el balance a 30-06-2026 está leído del texto del 10-Q. (2) El EBITDA no está ajustado y mezcla refino, química y upstream: beneficio antes de impuestos + intereses + amortizaciones en Exxon, Chevron, Shell y TotalEnergies, y beneficio operativo + amortizaciones en BP y Repsol (en Shell, TotalEnergies y Repsol, las amortizaciones incluyen deterioros). Por eso la regresión con el Brent solo se aplica a las cinco con R² de 0,75 o más; el de BP es de 0,22. (3) El múltiplo de cierre de cada año usa el número de acciones actual y la deuda, la caja y los minoritarios de ese cierre. (4) La calibración de k y los inputs de los escenarios son supuestos de SDN. (5) sin verificar: la descomposición de la prima del Dated entre plazo y escasez; el saldo de la acción colectiva de la AIE (70–100 M de barriles); los detalles de ataques recogidos solo por trackers de terceros^S010. (6) El informe 016 (gasolina) cubre el refino y la gasolina; aquí solo se cita^S016. Etiquetas: DATO, CÁLCULO, ANÁLISIS, ESCENARIO y LIMITACIÓN.