Exposición de exportación de Yanbu al riesgo del Mar Rojo
Según los programas, alrededor de 70–75% de las exportaciones de Yanbu podría sufrir interrupciones si la actividad hutí afecta el Mar Rojo. De las exportaciones de Yanbu, 90% está previsto que se cargue en VLCCs (Very Large Crude Carrier; petrolero muy grande), y se espera que al menos 80% de eso vaya a mercados asiáticos o a la refinería saudí de Jazan. Los VLCCs completamente cargados no pueden usar el Canal de Suez, lo que implica tránsito por Bab El-Mandeb para muchos cargamentos. Hasta 2–2.5 m b/d de flujos programados en VLCC podrían, en cambio, ir al norte hacia Ain Sukhna y usar el oleoducto SUMED (tubería en Egipto) de 2.5–2.8 m b/d hasta Sidi Kerir, aunque poco más de 2 m b/d se considera el límite práctico de esta ruta. Dada la gran interrupción en el Estrecho de Ormuz, el mercado enfrenta un fuerte golpe de oferta (supply shock; caída repentina en la disponibilidad de producto) que el desvío de rutas no puede resolver por completo. Con el oleoducto saudí Este-Oeste hacia el Mar Rojo operando ya al límite, vemos un caso claro de presión al alza (bullish; probabilidad de subida de precios) para el crudo en el corto plazo. Esto es una escalada importante frente a los retrasos de envíos (shipping delays; demoras en transporte marítimo) observados en 2024 y 2025. El riesgo para este crudo desviado no es hipotético, porque ahora debe pasar por el estrecho de Bab El-Mandeb. Vimos que los precios del Brent (Brent; referencia internacional de precio del petróleo) subieron por encima de 115 dólares por barril tras el reporte de un misil que casi impacta a un VLCC en esa vía el mes pasado. El índice de volatilidad del crudo de la CBOE (OVX; indicador de cuánto espera el mercado que fluctúe el precio) se mantiene alto cerca de 55, lo que refleja la preocupación por un posible impacto directo a un petrolero.Implicaciones para trading y el mercado
Una gran parte de estas exportaciones, hasta 75% del flujo desde Yanbu, se carga en VLCCs demasiado grandes para cruzar el Canal de Suez. Esto los obliga a ir hacia el sur por una zona de alto riesgo para llegar a mercados asiáticos. La ruta alternativa usando el oleoducto SUMED de Egipto ya está exigida y solo puede manejar un máximo de ~2.5 millones de barriles por día, lo que crea un cuello de botella (bottleneck; punto que limita el volumen total). Para operadores, esto sugiere una estrategia de comprar opciones call (call options; derecho a comprar a un precio fijado) sobre futuros (futures; contratos para comprar o vender en una fecha futura) del Brent del mes más cercano (front-month; el contrato con vencimiento más próximo) para aprovechar saltos de precio con riesgo definido. El diferencial (spread; diferencia de precio) entre Brent y WTI (WTI; referencia de crudo en EE. UU.) ya se amplió a casi 9 dólares, la mayor brecha desde finales de 2024, porque el impacto es más fuerte en barriles de Medio Oriente. Creemos que este diferencial probablemente se ampliará más en las próximas semanas. La estructura del mercado respalda esta visión, con la curva de futuros (futures curve; precios por fecha de entrega) en backwardation pronunciada (backwardation; cuando el precio cercano es mayor que el de meses posteriores), señalando escasez inmediata. Esta prima en contratos de corto plazo sugiere que mantener posiciones largas (long positions; apostar a subidas) en contratos de mayo o junio de 2026 es una forma directa de operar esta estrechez. Esto recuerda, aunque con mayor duración, el movimiento de precios tras los ataques a instalaciones saudíes en 2019.
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