Noticias del sector de petróleo y gas y energía del 18 de julio de 2026: Brent $84–85, bloqueo del estrecho de Ormuz, almacenamiento subterráneo de Europa al 49,7%, gas TTF 50,6 €/MWh, Grecia bloquea el 21º paquete de sanciones de la UE sobre GNL, crisis en el mercado de productos petroleros de RF, OPEP+, carbón y energías renovables
El mercado energético se adentra en el fin de semana del 18 de julio de 2026 en un estado de tensión estructural que la energía mundial no había experimentado desde la crisis de 2022. La reanudación del bloqueo marítimo en el Golfo Pérsico ha paralizado prácticamente la navegación a través del estrecho de Ormuz, el petróleo Brent se mantiene alrededor de $84–85 por barril, y los almacenes subterráneos de gas europeos están llenos a menos de la mitad, alcanzando un mínimo histórico para mediados de julio. Al mismo tiempo, Grecia ha bloqueado el 21º paquete de sanciones de la UE debido a la prohibición de transportar GNL ruso, y el mercado de combustible ruso enfrenta una aguda escasez de productos petroleros ante el desplome de la refinación a su nivel más bajo desde 2005. A continuación, se presenta un análisis detallado de los eventos clave del sector de petróleo y gas y energía para los inversores, participantes del mercado energético y empresas de combustible y petróleo.
Mercado del petróleo: el estrecho de Ormuz paralizado, pero los precios se mantienen en el rango
El principal paradoja del momento actual en el mercado mundial del petróleo es que la inédita conmoción logística no se traduce en un rally de precios. Tras las negociaciones del 16 de julio, los precios del Brent se situaron en torno a $84,85 por barril, disminuyendo un 0,6% respecto a la sesión anterior. No obstante, desde principios de 2026, el petróleo ha incrementado su valor casi un 39%, y ha aumentado alrededor de un 2,6% respecto a los niveles de junio.
Los factores clave que determinan la dinámica de los precios del petróleo son:
- Bloqueo de Ormuz. Tras nuevos ataques a instalaciones militares en Irán y la respuesta de Teherán con acciones contra las bases en el Golfo Pérsico, la navegación a través del estrecho se ha detenido prácticamente. Los datos de la AIS de barcos indican la interrupción del tránsito de tanqueros a través de las aguas omaníes. EE.UU. reanudó el bloqueo marítimo a embarcaciones que se dirigen a puertos iraníes el 14 de julio.
- Corredor controlado. Una parte significativa de los analistas considera que el alternar fases de escalada y desescalada mantiene el petróleo en un rango de $75–90 por barril, y los participantes intentan evitar oscilaciones más abruptas.
- Factor monetario. La persistente percepción de que la Fed poco probablemente adoptará un enfoque de relajación en el corto plazo limita la liquidez esperada y presiona sobre todo el complejo de materias primas.
- Reservas. Según el Instituto Americano del Petróleo (API), las reservas comerciales de petróleo crudo en EE.UU. disminuyeron en la semana reportada solo en 0,564 millones de barriles, con un pronóstico de consenso de reducción de 2,7 millones — un factor moderadamente bajista.
Para las compañías petroleras e inversionistas, la conclusión principal es la siguiente: el mercado del petróleo ha dejado de reaccionar de manera lineal ante los acontecimientos geopolíticos. La prima por riesgo ya está en gran medida incorporada en el precio, y un aumento adicional de los precios requiere no solo titulares, sino también una caída física de los volúmenes.
OPEP+ después de la salida de los EAU: cuotas en aumento, producción estancada
La configuración de la alianza petrolera ha sufrido cambios fundamentales durante el año 2026. Los Emiratos Árabes Unidos salieron de la OPEP y de OPEP+ el 1 de mayo con el objetivo de aumentar su propia producción, lo que ha sido un fuerte golpe para la solidez institucional del acuerdo en los últimos años.
Cuotas de julio de 2026
- Siete países clave de OPEP+ — Arabia Saudita, Rusia, Irak, Kuwait, Kazajistán, Argelia y Omán — incrementaron la cuota de julio en 188 mil barriles por día.
- La cuota total de la alianza para julio se estableció en 35,83 millones b/d sin tener en cuenta compensaciones de los infractores del acuerdo.
- La cuota de Rusia para julio aumentó en 62 mil b/d — hasta 9,8 millones b/d; Arabia Saudita también recibió un aumento similar, llevando su plan a 10,353 millones b/d.
- El período de compensaciones por sobreproducción se extendió hasta finales de 2026.
Diferencia entre el plan y la realidad
La historia clave del mercado petrolero a mediados de 2026 es el colosal desfase entre los volúmenes de producción permitidos y los reales. En junio, OPEP+ aumentó la producción en 1,18 millones b/d con respecto a mayo, sin embargo, se quedó atrás de su propio plan en 7,1 millones b/d. El desfase en cuotas por país es el siguiente:
- Arabia Saudita — menos 3,444 millones b/d con respecto a la cuota;
- Irak — menos 2,382 millones b/d;
- Kuwait — menos 1,176 millones b/d;
- Rusia — menos 834 mil b/d (la producción real en junio disminuyó en 61 mil b/d respecto a mayo, hasta 8,928 millones b/d);
- Kazajistán — sobrepaso de la cuota en 1,152 millones b/d; Omán — en 126 mil b/d.
El desfase de los productores del Medio Oriente está directamente relacionado con el conflicto regional y la incapacidad de exportar crudo. De hecho, las cuotas de OPEP+ han perdido su función como herramienta de gestión de oferta: el mercado se balancea no gracias a las decisiones de los ministros, sino por el estado de los estrechos y la infraestructura portuaria.
Pronósticos de la AIE y OPEP: la demanda es resistente, la oferta está en duda
En el informe de julio, la Agencia Internacional de Energía es notablemente más cautelosa al evaluar las perspectivas del mercado petrolero y ha reducido su pronóstico de suministros mundiales de petróleo. Un mes antes, la agencia había estimado que la recuperación del tránsito a través del estrecho de Ormuz permitiría aumentar la producción mundial en 2027 en aproximadamente 8 millones b/d y formar un notable exceso de oferta. La revisión de esta premisa significa que el escenario de superávit se pospone.
OPEP, en cambio, se mantiene constructiva respecto a la demanda:
- el pronóstico de crecimiento de la demanda mundial de petróleo para 2027 se ha incrementado a 1,94 millones b/d desde 1,73 millones b/d;
- las expectativas de crecimiento de la economía mundial se mantienen en 3,1% en 2026 y 3,2% en 2027;
- el pronóstico de producción fuera de OPEP+ para 2026 ha aumentado en 10 mil b/d — hasta 54,84 millones b/d.
El marco a largo plazo también se mantiene inflacionario para las materias primas: según el viceprimer ministro de la RF, Alexander Novak, la demanda global de petróleo seguirá creciendo al menos hasta 2050, mientras que la proporción de reservas de difícil extracción en la estructura de la producción rusa podría alcanzar el 87%.
Mercado de gas de Europa: almacenes vacíos, competencia por GNL se intensifica
El segmento más vulnerable del sector energético mundial a mediados de julio de 2026 es el gas europeo. La temporada de inyección comenzó el 1 de abril, sin embargo, a mediados del verano, los almacenes subterráneos de gas de la UE están llenos en un promedio de 49,7% — un mínimo absoluto en los últimos años. A principios de julio, el indicador era del 49,22%.
Causas del fracaso en la inyección
- Invierno frío 2025/26 y altas tasas de extracción de gas de los almacenes subterráneos.
- Colapso del GNL del Medio Oriente. Según la AIE, la producción de gas natural licuado en Catar y los EAU de marzo a junio se redujo casi un 80% interanual debido a daños en la infraestructura y problemas con la navegación por el estrecho de Ormuz.
- Competencia asiática. En julio, las compras de GNL por parte de los países asiáticos podrían aumentar hasta un máximo de seis meses de 23,05 millones de toneladas, mientras que se espera que las de Europa estén solo en 6,9 millones de toneladas, el mínimo en dos años. China, Japón y Corea del Sur están comprando activamente cargamentos estadounidenses que en otras circunstancias habrían ido a Europa.
- Condiciones de precios desfavorables que disminuyeron la motivación económica de los traders para inyectar en la primera mitad de la temporada.
Puntos de referencia de precios
El gas en el hub TTF se comercializa en torno a 50,6 euros por MWh. A principios de julio, los precios superaban los 535 dólares por mil metros cúbicos con un nivel de 44,13 euros por MWh. Un escenario relativamente tranquilo en los próximos meses prevé un rango de 45–60 euros por MWh. Sin embargo, ante una nueva restricción de la navegación en Ormuz y la no recuperación de las exportaciones de Catar, los precios podrían ascender a 60–80 euros. Un factor adicional de presión es la anómala ola de calor en Europa, que incrementa la demanda de energía para refrigeración.
Contexto sancionador: Grecia bloquea el 21º paquete de la UE
La política de sanciones de la Unión Europea ha enfrentado resistencia interna. Grecia se opone al 21º paquete de sanciones, que prohíbe a las empresas europeas transportar GNL ruso a terceros países. La razón es la protección de la compañía naviera Dynagas, propiedad del empresario griego Georgios Prokopiou y que cuenta con una flota de clase de hielo para trabajar en el proyecto "Yamal GNL" en condiciones árticas. Atenas afirma que esta medida destruirá el negocio naviero griego.
Circunstancias complementarias importantes para los participantes del mercado:
- para la aprobación del 21º paquete, se requiere el apoyo de todos los 27 países de la UE;
- los estados miembros acordaron mantener el techo de precios del petróleo ruso en $44,10 por barril hasta el 23 de julio, mientras se intentan lograr un acuerdo más amplio;
- las restricciones sobre la importación de gas natural ruso por tubería están vigentes desde el 17 de junio de 2026 para contratos a corto plazo y entrarán en vigor a partir del 1 de noviembre de 2027 para contratos a largo plazo;
- en diciembre de 2025, la UE decidió acelerar su salida del GNL ruso, rompiendo contratos a largo plazo para finales de 2026 y prohibiendo suministros a corto plazo desde abril de 2026;
- Grecia envió previamente a la UE un plan para la completa eliminación del gas ruso para finales de 2027 — lo que subraya el carácter selectivo, y no ideológico, del actual veto.
Para los inversores, este episodio ilustra un riesgo clave de la energía europea: con el almacenamiento subterráneo por debajo del 50% y la escasez de GNL en el mercado global, el costo de aumentar las sanciones se vuelve tangible para los propios estados de la UE.
Asia: India equilibra entre importaciones y costos
Los consumidores asiáticos siguen siendo el principal centro de gravedad de la demanda mundial de energía. Las estadísticas recientes de India muestran el efecto del choque en los precios:
- en mayo de 2026, India redujo las importaciones de petróleo en 2% — hasta 21,95 millones de toneladas frente a 22,41 millones de toneladas el año anterior;
- sin embargo, en términos monetarios, los suministros crecieron casi 1,7 veces y alcanzaron $18,98 mil millones;
- las importaciones de GNL en mayo aumentaron en 3% — hasta 2,236 millones de toneladas;
- Rusia se convirtió nuevamente en el mayor proveedor de petróleo para India en mayo.
Los volúmenes físicos se estancan, mientras que el costo de las importaciones crece exponencialmente — esto es un reflejo directo de la pérdida de descuentos y el aumento de la logística. Antes del comienzo del conflicto, casi la mitad de las importaciones de petróleo crudo de la India, junto con grandes volúmenes de GNL, provenían de los países del Golfo Pérsico a través del tránsito por el estrecho de Ormuz. Algunas embarcaciones bajo bandera india permanecían bloqueadas al oeste del estrecho. Pakistán, ya en marzo, se dirigió oficialmente a Arabia Saudita con la petición de redirigir los suministros a través del puerto de Yanbu en el Mar Rojo.
Para China, las apuestas no son menores: el país recibe alrededor de un tercio de su petróleo a través de Ormuz, y dispone de una reserva estratégica de alrededor de mil millones de barriles. Europa depende del GNL qatarí que pasa por el estrecho en un 12–14%. A través de Ormuz también transita hasta el 30% del comercio mundial de fertilizantes, lo que extiende la crisis energética al sector agroalimentario.
Mercado ruso de productos petroleros: la refinación en mínimo desde 2005
El mercado interno de combustible en Rusia atraviesa la fase más aguda de crisis en los últimos años. La refinación en el país ha caído до su nivel más bajo desde 2005 — consecuencia de daños y paradas no programadas en las refinerías ante los ataques de drones. El Banco de Rusia ha señalado por separado el impacto negativo de las paradas en las refinerías sobre la dinámica de la economía.
Mecánica de la crisis
- Constricción de la oferta. Algunas refinerías han disminuido la producción, los volúmenes de combustible en el mercado han caído, el precio mayorista ha ido en aumento, y los precios al por menor siguen esa tendencia.
- Sobrecalentamiento del mercado. En junio, las ventas de AИ-95 en las transacciones de la SPbMTSB cayeron hasta un 43%, y el precio mayorista de una tonelada de diésel superó los máximos históricos. La falta de oferta con un retraso de 2–3 semanas se trasladó a las estaciones de servicio al por menor.
- Pico estacional. La temporada de automóviles abarca desde finales de abril hasta octubre; la presión sobre las estaciones de servicio a lo largo de las carreteras federales M-4 "Don" y M-12 "Vostok" ha crecido exponencialmente.
- Demanda exagerada. Ante la aparición de colas, los conductores llenan el tanque y abastecen para el futuro, intensificando la escasez.
- Desigualdad en el mercado minorista. Las grandes cadenas mantienen el aumento de precios dentro de los límites de la inflación, mientras que en algunas regiones, los precios en las estaciones de servicio independientes han subido significativamente.
Medidas regulatorias
- Ampliación de los pagos de compensación a las compañías petroleras, que compensan la diferencia entre el precio de exportación y el interior.
- Fortalecimiento del control sobre las ventas al por mayor para prevenir la reorientación de suministros hacia la exportación en detrimento del mercado interno.
- Monitoreo de las cotizaciones en el mercado con posibilidad de intervención inmediata por parte del regulador.
- La provisión prioritaria para el mercado interno — es la línea oficial, respaldada por declaraciones de Alexander Novak de que las compañías petroleras mantienen los precios en las estaciones de servicio al nivel de inflación.
La atención del regulador se centra en el diésel: los agricultores se preparan para la cosecha, los transportistas trabajan al límite, y el rápido aumento del precio del diésel se traduce inmediatamente en los costos de alimentos y transporte de carga.
Dimensión presupuestaria: ingresos del sector de petróleo y gas de Rusia bajo presión
El resultado financiero del sector refleja la combinación de factores sancionadores, cambiarios y de producción. El volumen de ingresos de petróleo y gas de la RF en el primer semestre de 2026 se redujo en un 22,7% en comparación con el mismo período del año anterior. A pesar del aumento del precio en dólares del Brent de casi un 39% desde principios de año, esta caída indica una combinación de un rublo fuerte, el aumento de los pagos de compensación, descuentos sobre Urals y la reducción física de la refinación.
Paralelamente, el sector busca respuestas tecnológicas: "Gazprom Neft" ha implementado equipos para mejorar la eficiencia del fracking, está creciendo la demanda de combustible gasógeno y la técnica basada en este combustible, y los agroholding han comenzado a convertir masivamente su flota a gas, lo que es un efecto directo de la crisis del combustible.
Generación eléctrica y energías renovables: récords solares en medio de la resistencia del carbón
La transición energética en 2026 continúa a un ritmo acelerado, a pesar de la turbulencia en los hidrocarburos.
Energía renovable
- La generación mundial de energía solar en 2025 aumentó en 636 TWh, superando en un 30% los niveles del año anterior; según Ember, las energías renovables (ER) han satisfecho por primera vez completamente el incremento de la demanda mundial de electricidad, evitando así un aumento de la generación basada en combustibles fósiles.
- Las inversiones globales en la transición energética alcanzaron 2,3 billones de dólares en 2025.
- La proporción de las ER superó un tercio de la producción mundial de electricidad, superando al carbón.
- Según los pronósticos de la AIE, la energía solar superará a la nuclear en generación en 2026, y la proporción de ER en la generación mundial aumentará del 30% (2023) al 37% (2026).
- India sigue siendo el tercer mercado más grande de energía solar y planea agregar 200 GW de energía solar en los próximos cinco años para alcanzar su objetivo de 500 GW de ER para 2030.
Carbón y generación de equilibrio
El carbón mantiene un papel sistemático en la región Asia-Pacífico. China se compromete a controlar el crecimiento de la generación a partir de carbón y a limitarlo gradualmente entre 2026 y 2030, sin embargo, en un entorno de calor anómalo y altas cargas de aire acondicionado, las capacidades de carbón siguen siendo un seguro para el sistema energético. La mayor parte de las nuevas capacidades de energías renovables sigue concentrada en Asia — 421,5 GW, o el 72% del aumento mundial. Para los sistemas energéticos con alta proporción de energía solar y eólica, una dirección crítica de inversión se convierte en sistemas de almacenamiento de energía y modernización de redes.
Conclusiones para inversores y participantes del mercado energético
La configuración del mercado energético mundial al 18 de julio de 2026 está compuesta por varias pautas sostenibles que determinarán el movimiento de precios en las próximas semanas:
- Petróleo. El rango de $75–90 por barril parece ser el escenario básico. El desencadenante clave para un aumento hacia arriba no son los titulares de escaladas, sino la confirmación de una caída física de los volúmenes desde el Golfo Pérsico. El desencadenante hacia abajo es la recuperación del tránsito a través de Ormuz, capaz de abrir el camino hacia un superávit de oferta en 2027.
- Gas y GNL. El mercado europeo es el eslabón más vulnerable. La ocupación de los almacenes subterráneos por debajo del 50% a mediados de julio significa que cualquier falla en los suministros en otoño se traduce inmediatamente en los precios del TTF sin ningún margen. El rango de 45–60 euros por MWh es el escenario optimista; 60–80 euros es el realista si las restricciones se mantienen.
- Sanciones. La fractura dentro de la UE sobre el 21º paquete muestra que el límite de presión sancionatoria está determinado no por la voluntad política, sino por la disponibilidad física de volúmenes alternativos de gas.
- Productos petroleros y refinerías. El mercado de combustible ruso sigue en escasez de oferta; la normalización depende de la finalización de las reparaciones y la recuperación de la refinación, y no de medidas regulatorias como tales.
- ER y carbón. La transición energética se acelera en la generación eléctrica, pero no elimina la necesidad de capacidades de equilibrio. El enfoque de inversión se desplaza hacia redes y sistemas de almacenamiento.
La conclusión general para empresas de combustible y petróleo, comerciantes e inversores institucionales: el mercado energético a mediados de 2026 es un mercado de logística y no de barriles. La formación de precios no está determinada por el volumen de reservas en el subsuelo, sino por la capacidad de entregar materias primas a través de varios puntos geográficos estrechos. La gestión de riesgos en tales condiciones requiere no tanto una predicción precisa de la dirección del precio, sino más bien una disposición para adaptarse rápidamente a nueva información.
