Goldman Sachs: tres escenarios para el petróleo en 2027

Goldman Sachs elevó su previsión del Brent para el cierre de 2026 de US$85 a US$90 por barril y mantuvo en US$80 su promedio para 2027. Pero el dato que más debería importar a un founder no es el número central, sino el rango: los escenarios alternativos del banco van de US$125 a la franja de US$60 por barril. Entre el mejor y el peor caso hay más del doble de diferencia, y eso convierte al costo de la energía en una variable que ningún modelo financiero debería tratar como fija.

¿Qué cambió en las previsiones de Goldman Sachs para el petróleo?

En su informe del 11 de octubre, el equipo de materias primas del banco —encabezado por Daan Struyven— revisó al alza sus estimaciones para diciembre de 2026: el Brent en US$90 y el West Texas Intermediate (WTI), la referencia estadounidense, en US$81, frente a los US$80 previstos antes. Para 2027 mantiene un promedio de US$80 para el Brent y recorta de US$75 a US$73 su previsión para el WTI. Esa brecha entre ambos referencias responde, según el informe, a los elevados costos de transporte marítimo entre Estados Unidos y Europa.

La revisión no salió de la nada. La previsión previa del banco, recogida por Investing.com, situaba el Brent de diciembre de 2026 en US$85 y el promedio de 2027 en US$80. Y en abril de 2026, Europa Press reportó que Goldman ya había subido su estimación para el cuarto trimestre de ese año a US$90 para el Brent y US$83 para el WTI, con una frase que resume el problema: «Nuestra previsión del precio del crudo para el cuarto trimestre de 2026 es casi 30 dólares superior a la que existía antes del impacto en Ormuz».

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«Los riesgos para nuestra previsión de precios siguen significativamente inclinados al alza en términos netos, especialmente a corto plazo», advirtió el equipo de Struyven. Traducido al día a día de una empresa: el escenario más probable no es el más barato.

Los tres escenarios de Goldman Sachs para el petróleo en 2027

El escenario central proyecta un Brent promedio de US$80 en 2027, con una moderación gradual desde US$88 en enero hasta US$75 en diciembre. Supone que la producción del golfo Pérsico promediará apenas 300.000 barriles diarios menos que en febrero de 2026 y que la recuperación hasta los niveles previos al conflicto llegará en el segundo semestre de 2027. Para 2028, 2029 y 2030 el banco mantiene un promedio de US$75.

El escenario alcista lleva el Brent a cerca de US$125 promedio en 2027 si la producción regional se mantiene cinco millones de barriles diarios por debajo de febrero de 2026. Los detonantes que identifica el informe son concretos: daños a instalaciones petroleras, intensificación de ataques contra embarcaciones y una prima de riesgo que se niega a ceder. En una revisión previa recogida por Investing.com, el banco ya manejaba un escenario de Brent por encima de US$120 si la producción del golfo se quedaba cuatro millones de barriles diarios por debajo de los niveles previos a la guerra.

El escenario bajista contempla un Brent en la franja de US$60 durante 2027 si la producción regional supera en un millón de barriles diarios los niveles de febrero de 2026. Una recuperación más rápida del suministro o una solución diplomática sostenible acelerarían la desaparición de la prima de riesgo.

¿Por qué la oferta del golfo Pérsico define el precio del crudo?

Las exportaciones del golfo Pérsico alcanzaron recientemente entre 22 y 23 millones de barriles diarios, aproximadamente su promedio de 2025. La cifra incluye unos cuatro millones de barriles diarios de exportaciones estimadas que no aparecen inicialmente en los registros convencionales de seguimiento marítimo, un detalle relevante: parte de la oferta real se mueve fuera del radar de los datos que usan los analistas.

Aun así, la producción regional sigue por debajo de los niveles anteriores al conflicto. En septiembre, la diferencia era cercana a seis millones de barriles diarios respecto de febrero de 2026. El mercado lo traduce en una prima de riesgo superior a US$20 por barril, que es lo que explica por qué los precios no bajan aunque la oferta se recupere.

La historia no ayuda a ser optimista. Goldman calcula que los cinco mayores choques de oferta petrolera de los últimos 50 años tuvieron una duración promedio de 4,5 años, y que cuatro años después de esos episodios la producción de las regiones afectadas permanecía, en promedio, un 42% por debajo de sus niveles anteriores.

Al cuadro se suma la salida de Emiratos Árabes Unidos de la OPEP y la OPEP+, reportada por Yahoo Finanzas, que añade incertidumbre sobre la coordinación de la oferta. El país invirtió más de US$150.000 millones en ADNOC para ampliar su capacidad hasta cinco millones de barriles diarios, buena parte de la cual permanecía infrautilizada bajo las cuotas del cártel.

Inventarios y demanda: las otras dos variables del mercado energético

El déficit del mercado petrolero se redujo a apenas 300.000 barriles diarios en septiembre, frente a los 7,2 millones de marzo. Goldman prevé que el mercado pase a una situación de superávit desde el cuarto trimestre de 2026 y que esa condición se prolongue hasta finales de 2027.

Los inventarios, sin embargo, siguen ajustados. Al incorporar existencias fuera de los depósitos comerciales de la OCDE, el banco elevó en US$6 su estimación de valor razonable del Brent de septiembre, hasta US$80. Investing.com recoge otro dato del mismo informe: los inventarios comerciales de la OCDE «apenas se han reducido desde que empezó la guerra», y las existencias globales de crudo ya embarcado cayeron de 9.100 a 8.600 millones de barriles. Las importaciones chinas de crudo, sensibles al precio, siguen alrededor de un 30% por debajo del año anterior.

Del lado de la demanda, el impacto del conflicto es visible: durante el tercer trimestre de 2026 cayó 3,3 millones de barriles diarios frente al mismo período del año anterior. Para finales de 2027, Goldman estima que el impacto residual del choque de Ormuz sobre la demanda será de 700.000 barriles diarios, en parte por cambios en el uso y las ventas de vehículos eléctricos.

No es la única casa de análisis con escenarios extremos. Bank of America sitúa su previsión base para el Brent en US$83 en el segundo semestre de 2026 y US$75 en 2027, pero contempla US$120 e incluso US$150 por barril si se producen «graves daños a infraestructuras energéticas», según reportó El Confidencial el 9 de septiembre de 2026. Dos bancos, dos metodologías y un mismo mensaje: la dispersión de escenarios es enorme.

¿Qué significa esto para tu startup?

Para una startup, el precio del petróleo no es un dato macro lejano: entra por la factura eléctrica, el flete, el packaging, los insumos plásticos y el costo de adquisición de cualquier producto importado. Un rango de US$60 a US$125 por barril es la diferencia entre un año cómodo y uno que obliga a repricing.

Haz un análisis de sensibilidad con los tres escenarios, no con uno. Toma tu modelo financiero y corre el mismo ejercicio con el barril a US$60, US$80 y US$125. Si con el escenario alto tu margen se vuelve negativo, tienes un problema de estructura de costos, no de pronóstico.
Revisa tus contratos de logística y energía antes de que el mercado los revise por ti. Si tienes contratos anuales, negocia cláusulas de ajuste o fija precio en el tramo que puedas cubrir. Goldman recomienda a los productores protegerse de las caídas mediante diferenciales de opciones de venta y mantiene preferencia por posiciones alcistas en gasolina europea para el verano de 2027: el propio banco está diciendo que la volatilidad no desaparece.
Identifica tu exposición real. Muchas startups creen que no dependen del petróleo porque son software. Pero si tu cliente es una empresa industrial, una aerolínea, una naviera o un retailer con márgenes finos, tu riesgo es de demanda, no de costo. Pregúntate qué pasa con tu pipeline si tus clientes entran en modo recorte.
Para founders en LATAM y España, el efecto es asimétrico. España importa prácticamente toda su energía, así que un Brent alto se traduce rápido en inflación y costos. Los países exportadores de la región —México, Colombia, Brasil— ven mejorar sus cuentas fiscales, pero también sufren presión inflacionaria interna. Si vendes a gobierno o a industria energética en esos mercados, el escenario alcista puede ser una oportunidad; si vendes consumo masivo, es un riesgo de margen.

Conclusión

Goldman Sachs no está diciendo que el petróleo vaya a subir ni que vaya a bajar: está diciendo que no lo sabe, y que la diferencia entre sus propios escenarios es de más del doble. La variable que decide es la producción del golfo Pérsico, hoy todavía unos seis millones de barriles diarios por debajo de febrero de 2026, con una prima de riesgo superior a US$20 por barril y un historial de choques de oferta que tardaron 4,5 años en resolverse.

Para un founder, la conclusión práctica es incómoda pero simple: si tu plan financiero asume un precio de la energía estable, ese supuesto ya no se sostiene. Modelar los tres escenarios cuesta una tarde de trabajo; descubrirlos con la caja en rojo cuesta mucho más.