Noticias sobre petróleo, gas y energía al 24 de julio de 2026: Brent superó los $100 por barril en medio de la guerra de minas en el estrecho de Ormuz, la UE aprobó el paquete de sanciones número 21 con congelamiento del techo de precios, el gas TTF subió un 50%, Resumen del mercado de petróleo, gas, GNL, productos petroleros, refinerías, electricidad, energías renovables y carbón para inversionistas y participantes del mercado de la energía
El mercado energético mundial ha entrado en su fase más aguda desde la primavera de 2026. El jueves 23 de julio, los precios del petróleo Brent se dispararon más de un 7% y, por primera vez desde el 22 de mayo, superaron la marca de $101 por barril, mientras que el estadounidense WTI alcanzó los $92. El detonante fue la explosión de un petrolero en minas en la parte sur del estrecho de Ormuz y la declaración del Cuerpo de Guardians de la Revolución Islámica de Irán de que esta clave arteria del comercio mundial de petróleo permanecería cerrada. Paralelamente, la Unión Europea aprobó el paquete de sanciones número 21 contra Rusia, y los precios del gas europeos en el hub TTF aumentaron alrededor del 50% en tres semanas. Para los inversionistas, las compañías de petróleo y combustible, los participantes del mercado energético, los comerciantes de productos petroleros y los operadores de refinerías, el 24 de julio se convierte en un día de revalorización de todos los escenarios básicos: desde el costo del flete hasta el costo de la electricidad en Europa y Asia.
Mercado de petróleo: la prima geopolítica ha vuelto a los precios
El mercado petrolero experimentó el mayor aumento diario en meses. La dinámica de las operaciones del 23 de julio fue consistentemente ascendente: por la mañana, el Brent superó los $98, a mediodía alcanzó los $99, luego los $100 y hacia la noche se consolidó por encima de $101 por barril. El WTI superó la marca de $90 por primera vez desde el 11 de junio, alcanzando $92,4.
Factores clave para el aumento de los precios del petróleo:
- Bloqueo físico del estrecho de Ormuz. Hasta la escalada, por este pasaba aproximadamente una cuarta parte del comercio marítimo mundial de petróleo y alrededor del 20% de los suministros globales de GNL. La minación de rutas marítimas convierte el riesgo asegurador en un daño operativo real.
- Extensión del conflicto a las comunicaciones marítimas. Se registran ataques a petroleros no solo en el Golfo Pérsico, sino también en el Mar Rojo, lo que alarga los plazos logísticos y aumenta las tarifas de flete.
- Aumento del despliegue militar de EE. UU. en la región y la continuación de una serie de ataques nocturnos a instalaciones iraníes, incluidas las de puertos e infraestructura misilística.
- Falta de una vía de negociación. Teherán envía señales de no estar dispuesto a acordar, lo que priva al mercado de un escenario de desescalada rápida.
Para los participantes del mercado energético, es fundamental que la actual prima de riesgo no sea especulativa, sino logística: está en juego no la producción en sí, sino la posibilidad de exportar materias primas desde el mayor nudo exportador del planeta.
Estrecho de Ormuz: de la amenaza al bloqueo
La situación en el estrecho se desarrolla según uno de los escenarios más duros discutidos. Según informes, tres petroleros intentaron cruzar una sección minada en el sur del estrecho, uno de ellos estalló y se incendió. Las fuerzas militares iraníes afirman que controlan la entrada y salida del estrecho y que este permanecerá completamente cerrado mientras continúen los ataques estadounidenses.
El Comando Central de las Fuerzas Armadas de EE. UU. rechaza esta interpretación, insistiendo en que el paso marítimo internacional permanece abierto para el tránsito, y el Cuerpo de Guardians solo intenta obligar a los barcos a seguir la ruta que él ha señalado. La discrepancia entre las posiciones oficiales es, en sí misma, un factor de riesgo de precios: los propietarios de barcos y aseguradores no se guían por declaraciones políticas, sino por incidentes reales.
¿Qué significa esto para el mercado de productos petroleros y fletes?
- Aumento brusco de las primas de seguro militares para los petroleros que navegan hacia el Golfo Pérsico.
- Alargamiento de las rutas y aumento de la rotación de la flota: un efecto real en la reducción de la oferta efectiva de petroleros.
- Expansión del diferencial entre los tipos de petróleo de Oriente Medio y los atlánticos.
- Presión sobre el margen de las refinerías asiáticas, que dependen críticamente de las materias primas de Oriente Medio.
OPEP+: aumento cauteloso de cuotas en un contexto de escasez
La política de la alianza se ve conservadora en medio del salto en los precios. Para el período de agosto, siete países de OPEP+ —Rusia, Arabia Saudita, Irak, Kuwait, Argelia, Kazajistán y Omán— acordaron aumentar las cuotas en 188,000 barriles por día, similar a las decisiones de junio y julio. La cuota total de la alianza para agosto es de alrededor de 36,02 millones de barriles por día. Las cuotas de Rusia y Arabia Saudita aumentan en aproximadamente 62,000 b/d cada una.
Cambios estructurales significativos en la configuración de la alianza:
- La salida de los EAU de la organización redujo el número de países que participan en la gestión mensual de la producción.
- Irak busca públicamente la revisión de las cuotas hacia un aumento.
- La producción efectiva de OPEP+ en mayo cayó a 33,13 millones de b/d frente a los 42,77 millones de b/d en febrero: la brecha entre las cuotas y los suministros físicos sigue siendo dramática.
- Los compromisos compensatorios por la sobreproducción se mantienen para Kazajistán y Omán.
Conclusión práctica para los inversionistas: la alianza hoy no tiene suficiente volumen de capacidad libre para compensar rápidamente la caída de las exportaciones de Oriente Medio, lo que significa que el mecanismo de estabilización de precios a través de cuotas tiene un funcionamiento limitado.
Mercado del gas: Europa corre el riesgo de no llenar los depósitos para el invierno
El mercado de gas europeo se encuentra en su posición más vulnerable en años. El precio del futuro de referencia TTF superó el 22 de julio los €62 por MWh —aproximadamente un 49% más alto que el nivel a finales de junio y cerca de los máximos de los primeros días del conflicto iraní. En términos de dólares, los precios subieron a la zona de $700 por mil metros cúbicos, mientras que el máximo durante el conflicto se registró el 19 de marzo con $853,7 debido a una fuerte disminución de la producción de GNL por parte de Catar.
Problema de las reservas en los depósitos subterráneos
La temporada de calefacción 2025-2026 concluyó en la UE con un nivel extremadamente bajo de reservas: al 1 de abril, los depósitos subterráneos estaban solo al 27,66% de su capacidad —13,4 puntos porcentuales por debajo de la media de los últimos cinco años. La carga de verano avanza más lentamente de lo previsto:
- Al 19 de julio, el nivel de llenado de los depósitos era del 53,7% —15,7 puntos porcentuales por debajo del promedio de cinco años.
- El llenado diario de reservas disminuyó de 308 millones de metros cúbicos en junio a 270 millones de metros cúbicos en julio.
- El año pasado, el promedio de llenado a mediados del verano era aproximadamente un 25% superior: alrededor de 338 millones de metros cúbicos por día.
La competencia por el GNL se intensifica
El benchmark asiático JKM en julio aumentó alrededor del 25% —menos que el TTF europeo, lo que permite a Asia interceptar cargamentos al contado. La situación en Francia es significativa: en julio, el país espera solo 13 cargamentos de GNL —el volumen mensual mínimo en más de cinco años, y ocho cargamentos programados para agosto fueron redirigidos a otros mercados. Un factor atenuante es la adaptación estructural: en los últimos cuatro años, Europa ha reducido su consumo anual de gas aproximadamente en un 20% y ha construido terminales adicionales de regasificación.
Un horizonte adicional de riesgo es el cronograma de abandono de los recursos energéticos rusos: la completa renuncia de la UE al GNL ruso está programada para el 1 de enero de 2027, y al gas por gasoducto para el 30 de septiembre de 2027.
Sanciones: la UE aprobó el 21º paquete de restricciones
El 23 de julio, la Unión Europea aprobó oficialmente el 21º paquete de sanciones contra Rusia, que el jefe de la diplomacia europea calificó como el más grande en cuatro años —en total 218 posiciones. El paquete afecta a la energía, los servicios financieros, las criptomonedas y el comercio.
Elementos clave en el sector energético y financiero:
- Techo de precios para el petróleo. Congelado por un año en alrededor de $44 por barril —es decir, Rusia no podrá beneficiarse del actual aumento de los precios mundiales.
- Bloqueo bancario. Prohibición de transacciones con 32 instituciones de crédito rusas; en total, las restricciones afectarán a más de un centenar de bancos y criptoempresas.
- Flota fantasma. Sanciones contra más de 40 buques que ayudan en el transporte. Antes de la aprobación del paquete, el número total de petroleros bajo restricciones directas de EE. UU., UE y Reino Unido era de 886 unidades, con una flota estimada de 800 a 1200 barcos.
- Refinación de petróleo. Varias refinerías en Rusia y Bielorrusia se ven afectadas por las restricciones.
- Plataformas comerciales. Se han agregado plataformas de comercio de petróleo y criptomonedas a la lista de transacciones prohibidas.
Es notable que el GNL ruso no fue afectado directamente por el nuevo paquete, y que el comercio de petróleo no está completamente bloqueado. Los expertos señalan un efecto paradójico: un techo rígido y congelado puede reducir el descuento y en algunos casos sostener el precio del petróleo ruso, ya que el mercado ya se ha adaptado a los transportes en barcos registrados fuera de la UE.
Mercado interno de productos petroleros en Rusia: escasez, importaciones y extensión de la prohibición de exportación
El mercado de combustible interno en Rusia está experimentando una de sus temporadas más tensas. Según datos de Rosstat, la producción de productos petroleros cayó un 21,8% —una consecuencia directa de las paradas forzadas y reparaciones de las refinerías.
Causas de la tensión
- Trabajos de reparación en las refinerías, relacionados con ataques de drones.
- Alta demanda estacional: temporada de vacaciones, turismo automovilístico y trabajos de campo agrícola.
- Restricciones logísticas en las regiones del sur.
- Altos volúmenes de exportación de productos petroleros en el período anterior.
Medidas de regulación estatal
- Restricciones a la exportación. La prohibición de exportación de gasolina está en vigor desde abril de 2026; desde julio, las restricciones se han ampliado a un mayor número de participantes en el mercado del diesel. Se impone una prohibición total a la exportación de diésel, fuelóleo, queroseno de aviación y gasóleos. Se discute la extensión de la prohibición hasta octubre.
- Maximización de la carga en las refinerías. Los trabajos de reparación planificados de las refinerías siberianas se han pospuesto para el otoño de 2026, se han acortado los plazos de las reparaciones actuales, y se ha involucrado a pequeñas y medianas refinerías.
- Regulación de la bolsa. La norma de ventas obligatorias de gasolina se ha reducido del 15% al 10%, y el rango de fluctuación de precios se limita a una centésima de la suma de la transacción.
- Importación de combustible. Bielorrusia ha redirigido volúmenes de gasolina al mercado ruso para suavizar la escasez local; se están discutiendo suministros de India.
- Límites regionales. En varias regiones, se han impuesto restricciones a la venta de combustible en envases y límites diarios de venta por persona.
La situación con el suministro al mercado interno comenzó a mejorar después de la introducción de las restricciones a la exportación, sin embargo, los riesgos de aumento de precios persisten. La variable clave es la estabilidad de las operaciones de las refinerías: los analistas señalan que si se resuelven los problemas de procesamiento, es posible una disminución de precios en dos a tres meses.
Electricidad y energías renovables: la generación de bajo carbono supera al carbón
En medio de la turbulencia de los hidrocarburos, el sector de energía renovable muestra un cambio estructural. Por primera vez, el aumento del consumo mundial de electricidad, que es aproximadamente del 3% interanual, fue completamente cubierto por fuentes de bajo carbono. Las energías renovables, junto con la generación hidroeléctrica, superaron al carbón en la estructura de generación mundial, y la generación solar aumentó aproximadamente un 30%.
La situación regional es heterogénea:
- China mostró resultados récord en la generación eólica y solar, con aumentos de emisiones de solo un 0,3%.
- India incrementó la participación de energías renovables en casi un 24%, mientras que sus emisiones aumentaron un 0,9%.
- Alemania alcanzó una participación de energías renovables en el consumo de electricidad del 58% a finales del primer semestre de 2026.
- Japón enfrenta dificultades en la energía eólica offshore, ya que grandes operadores se retiran de los proyectos.
Para los inversionistas, el efecto práctico es significativo: con un precio del gas alrededor de €62 por MWh, la economía de las plantas solares con almacenamiento y las plantas eléctricas virtuales, que combinan pequeñas hidroeléctricas y baterías de iones de litio, se vuelve considerablemente más atractiva. Un impulsor adicional de la demanda es el rápido aumento del consumo energético de los centros de datos destinados a inteligencia artificial, que se ha triplicado en un año.
Carbón: un papel estabilizador en el contexto de la crisis del gas
A pesar de haber perdido su liderazgo en el balance energético mundial, el carbón mantiene su función como recurso equilibrador. Los altos precios del gas en Europa aumentan objetivamente la competitividad de la generación de carbón en momentos de cargas pico y clima sin viento. En la región de Asia-Pacífico, las centrales térmicas de carbón siguen siendo la base del suministro energético: en India, todavía representan una parte considerable de la generación, y China mantiene la producción en un nivel que cubre gran parte de la demanda interna.
Para el mercado del carbón, la actual coyuntura significa soporte a la demanda por parte de empresas energéticas europeas y asiáticas, que buscan reducir su dependencia del costoso GNL en la próxima temporada de calefacción.
Puntos clave para inversionistas y participantes del mercado energético
En el horizonte de las próximas semanas, los siguientes indicadores serán determinantes:
- Estado de la navegación en el estrecho de Ormuz. La recuperación del tránsito puede eliminar rápidamente una prima de riesgo de $10 a $15; nuevos incidentes con petroleros, por el contrario, podrían abrir el camino para precios por encima de $105.
- Velocidades de llenado de gas en los depósitos subterráneos europeos. Mantener una diferencia de 15+ puntos porcentuales con respecto a la norma quinquenal en septiembre hará que el pico de precios invernales sea prácticamente inevitable.
- Competencia entre la UE y Asia por cargamentos al contado de GNL y la dinámica del diferencial TTF-JKM.
- Decisión de OPEP+ sobre las cuotas de septiembre y la capacidad de la alianza para convertir cuotas en suministros físicos.
- Práctica de aplicación del 21º paquete de sanciones de la UE —principalmente en lo que respecta a la flota fantasma y las transacciones bancarias.
- Recuperación de capacidades de las refinerías rusas y decisión sobre los plazos de la prohibición de exportación de gasolina y diésel.
Conclusión del día: el mercado ha pasado a un régimen de formación de precios basado en el riesgo
Al 24 de julio de 2026, el mercado energético mundial opera bajo una lógica donde el factor determinante del costo de petróleo, gas, productos petroleros y electricidad es, no el equilibrio entre oferta y demanda, sino la fiabilidad de los corredores de transporte. El petróleo por encima de $100, el gas en Europa un 50% más caro que hace un mes, el paquete de sanciones más grande en cuatro años de la UE y la escasez de combustible en el mercado interno ruso son diferentes manifestaciones de un mismo fenómeno: la fragmentación de la logística energética global.
Para las compañías petroleras y de combustible, esto implica la necesidad de revisar estrategias de cobertura y contratos de flete. Para las empresas energéticas, una diversificación acelerada de la generación e inversiones en sistemas de almacenamiento de energía. Para los inversionistas, un período de alta volatilidad, en el que los activos con control sobre la logística y el procesamiento obtienen una prima, y no solo aquellos con control sobre las reservas de materias primas.
