Mercado del petróleo: Brent se estabiliza en $90 tras el mejor mes desde la primavera
El mercado mundial del petróleo concluyó julio en una nota positiva. Al final de las operaciones del viernes, el barril de Brent subió un 1,3% — alcanzando los $90,12, mientras que el crudo estadounidense WTI aumentó un 1,5% hasta llegar a $84,67. En el transcurso del mes, el estándar del Mar del Norte creció aproximadamente un 24%, y el WTI un 21%: es el mejor resultado desde marzo, cuando la escalada en torno a Irán elevó los precios a cifras de tres dígitos por primera vez. El crudo ruso Urals se valora alrededor de $85 por barril, con un descuento frente a Brent que se ha reducido debido a la escasez de oferta en el mercado global.
Los principales impulsores de los precios del petróleo al inicio de la semana son:
- Prima geopolítica: el bloqueo del estrecho de Ormuz y el continuo enfrentamiento militar en torno a Irán mantienen una prima de riesgo de decenas de dólares en los precios;
- Reducción de la oferta real: la exportación desde el Golfo Pérsico se está realizando por rutas alternativas con capacidad limitada, y parte de los volúmenes iraníes efectivamente ha salido del mercado;
- Demanda sostenible: la ola de calor anómala en el hemisferio norte impulsa el consumo de electricidad y combustible, mientras que las refinerías operan a alta carga en plena temporada de automóviles.
El consenso de analistas de los principales bancos de inversión sobre el precio promedio del Brent para 2026 se ha elevado a $85 por barril. El rango de oscilaciones semanales sigue siendo amplio: a fines de julio, los precios oscilaron entre $84 y $100, reflejando la sensibilidad del mercado del petróleo a cada noticia del Medio Oriente.
OPEP+: aumento final de cuotas y pausa estratégica
El evento central del fin de semana fue la reunión del "grupo de siete" de la OPEP+ el 2 de agosto. Las decisiones clave del alianza fueron:
- Desde septiembre, las cuotas de producción de petróleo aumentarán en 188,000 barriles por día — lo que culmina la eliminación gradual de la reducción voluntaria de 1.65 millones de barriles por día, que estuvo en vigor desde 2023;
- Después del paso de septiembre, la alianza tomará una pausa en el aumento de la producción para evaluar el balance entre demanda y oferta;
- Se mantienen las restricciones de aproximadamente 2 millones de barriles por día, introducidas en 2022 — la decisión sobre su distribución se ha pospuesto.
Desde febrero hasta agosto de 2026, la cuota total de la alianza creció aproximadamente en 940,000 barriles por día — un volumen comparable a la producción de Omán. El formato de la unión ha cambiado: después de la salida de los EAU de la OPEP y OPEP+ el 1 de mayo, las decisiones son tomadas por el "grupo de siete" — Arabia Saudita, Rusia, Irak, Kuwait, Kazajistán, Argelia y Omán. La cautelosa estrategia de la alianza se explica: con el estrecho de Ormuz bloqueado, la capacidad física de aumentar las exportaciones de varios participantes es limitada, y el aumento simbólico de las cuotas no conduce a un crecimiento proporcional de la oferta.
Estrecho de Ormuz: Teherán rechaza desbloqueo, negociaciones con Omán en la recta final
El contexto geopolítico sigue siendo un factor determinante para todo el sector energético. El domingo, Teherán desmintió oficialmente los informes sobre la reanudación de la navegación a través del estrecho de Ormuz, calificándolos de inexactos. Sin embargo, el ministro de Relaciones Exteriores de Irán comentó que las consultas con Omán sobre la creación de un mecanismo conjunto de gestión de la navegación en la zona acuática se acercan a su conclusión — esta es la primera señal tangible de posible desescalada en las últimas semanas.
Las apuestas para el mercado mundial son excepcionalmente altas: antes de la crisis, aproximadamente una quinta parte de los suministros de petróleo pasaba por el estrecho, y Europa recibía hasta el 12-14% de su GNL importado de Catar a través de esta ruta. Los inversores también siguen la idea discutida en Washington sobre la posibilidad de un bloqueo terrestre a Irán — su implementación podría desencadenar un nuevo aumento en los precios del petróleo y gas. Cualquier progreso en la vía de negociación, en cambio, podría rápidamente desinflar parte de la prima geopolítica: según expertos, si se firma un acuerdo de paz, el Brent podría regresar a la zona de los $70.
Mercado de gas en Europa: reservas en mínimo de cinco años antes del invierno
El mercado de gas europeo sigue siendo el segmento más vulnerable de la energía mundial. Los precios en el hub TTF aumentaron aproximadamente un 55% en julio, manteniéndose por encima de los $500 por mil metros cúbicos. Las razones de la tensión son de carácter estructural:
- la capacidad de almacenamiento subterráneo de gas (PSG) de la UE a principios de agosto apenas supera el 56% — el mínimo para esta época del año desde 2021 y 18 puntos porcentuales por debajo del promedio de cinco años;
- tras el invierno frío de 2025-2026, la temporada de extracción terminó con una capacidad de almacenamiento inferior al 28%, y no se conseguir compensar los volúmenes perdidos;
- para alcanzar los objetivos antes de la temporada de calefacción, la inyección neta debe ser de al menos 68 mil millones de metros cúbicos, sin embargo, hasta el momento se ha cumplido menos de la mitad del plan;
- Europa está perdiendo la competencia de precios con Asia por cargamentos de GNL, y la ola de calor de julio ha incrementado el consumo de gas para la generación eléctrica para sistemas de aire acondicionado.
Las tasas de inyección de gas en julio se han convertido en una de las más bajas en toda la historia de observaciones. Si la tendencia no cambia en agosto y septiembre, el invierno de 2026-2027 podría ser el más difícil para la energía europea desde la crisis de 2022 — con consecuencias significativas para la industria, la electricidad y la inflación en la zona euro.
GNL y Asia: mil millones de dólares en costos adicionales y un giro hacia el carbón
Cinco meses del conflicto en el Medio Oriente han costado a los países del Sur de Asia más de $1 mil millones en costos adicionales por importación de GNL. El aumento en los costos logísticos y la reestructuración de rutas ha impactado especialmente a Pakistán y Bangladés, donde se experimentan interrupciones en el suministro de gas a las empresas y apagones generales. Los precios spot del GNL en Asia durante la crisis han aumentado más del doble, obligando a los importadores a revisar el balance energético a favor del carbón. China, por su parte, está reduciendo la reexportación de volúmenes de GNL del Ártico, dirigiéndolos a reabastecer sus propias reservas antes de la temporada de calefacción en medio de un calor anómalo y una demanda récord de electricidad.
Carbón: beneficiario silencioso de la crisis del gas
El mercado del carbón se ha convertido en el claro beneficiario del caro gas. Las principales economías de Asia están aumentando la generación a carbón: Corea del Sur incrementó su producción en plantas de energía de carbón casi un 40% — alcanzando un máximo desde 2019, Japón — un 11%. Las importaciones de carbón energético están aumentando en todas las direcciones: Corea del Sur casi duplicó las compras de carbón ruso de enero a mayo, y Australia ha incrementado significativamente sus envíos. Los precios en el hub europeo ARA se mantienen en un rango de $118–124 por tonelada, y el índice del carbón metallúrgico australiano ha superado los $215. Para los exportadores — Indonesia, Australia, Rusia, Sudáfrica — el mercado sigue siendo favorable: la demanda sostenible de Asia asegura ventas estables y sustenta los precios.
Electricidad y energías renovables: la generación renovable supera al carbón a nivel mundial
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