Lo más destacado para la mañana del miércoles, 29 de julio de 2026
- Petróleo. Los futuros más cercanos del Brent se comercializan en torno a $86–87 por barril, y el WTI cerca de $81. Al cierre del lunes, ambos referentes perdieron cerca del 8% —la mayor caída diaria en meses.
- Geopolítica. EE.UU. ha suspendido una serie de ataques nocturnos contra Irán; Washington habla de una "pausa para negociaciones", aunque Teherán aún no confirma concesiones.
- Logística. La exportación neta de petróleo y productos petroleros a través del estrecho de Ormuz durante la semana que terminó el 24 de julio promedió alrededor de 2,9 millones de barriles por día frente a 5,9 millones b/d la semana anterior.
- Gas. El precio del TTF spot alcanzó el equivalente de ~$744 por mil m³, en comparación con ~$532 en promedio durante junio, el máximo desde diciembre de 2022.
- Electricidad y energías renovables. La generación solar proporcionó por primera vez alrededor del 25% de la producción de electricidad en la UE, superando a la nuclear, el gas y el viento.
- Rusia. Se ha extendido la prohibición de exportar gasolina hasta finales de 2026, y el mecanismo de defensa del precio se ha aplicado al gasóleo.
Petróleo: el mercado retira la prima por guerra
La cuestión clave en el mercado petrolero es la velocidad con la que se desvanece la prima geopolítica. El 23 de julio, el Brent alcanzó un máximo de seis semanas debido al duodécimo ataque nocturno consecutivo de EE.UU. contra instalaciones iraníes y al deterioro en el Mar Rojo. Tras los informes sobre la suspensión de los ataques, los precios abrieron la semana con una caída: primero a $86,8, y luego por debajo de $85, por primera vez desde el 17 de julio. El lunes por la tarde, el mercado recuperó parte de las pérdidas, pero la caída continuó, y de martes a miércoles, el petróleo se consolidó cerca de los mínimos de tres semanas.
Fundamentalmente, el mercado está siendo impulsado por tres fuerzas:
- Esperanza diplomática. La pausa en los ataques es interpretada por los traders como una ventana para un acuerdo y como un indicio de desbloqueo en la navegación.
- Déficit físico. Los envíos a través de Ormuz siguen siendo la mitad de lo normal, y las tarifas de seguro para los barcos en la zona de riesgo son varias veces más altas que antes de la guerra.
- Regreso de la oferta. El regreso parcial de barriles iraníes al mercado intensifica la competencia por el comprador asiático y presiona sobre los diferenciales.
Los analistas de bancos de inversión habían elevado anteriormente la proyección para Brent en 2026 a $85, presuponiendo interrupciones prolongadas en el estrecho. La actual desescalada hace que este punto de referencia sea más una frontera superior que inferior en el escenario.
Estrecho de Ormuz y Mar Rojo: el cuello de botella de la energía mundial
Antes del conflicto, aproximadamente una cuarta parte del comercio marítimo de petróleo y alrededor del 20% del GNL mundial pasaba por el estrecho de Ormuz. Hoy, el movimiento se ha restaurado solo parcialmente: los petroleros transitan predominantemente por el corredor norte a lo largo de la costa iraní y las tasas de bombeo son inestables de semana a semana.
Simultáneamente, la segunda ruta se ha agudizado. Los hutíes yemeníes afirmaron haber atacado el oleoducto "Este-Oeste", que conecta los campos de Arabia Saudita con el puerto de Yanbu en el Mar Rojo, así como también a la infraestructura en la región de Jazan. Este oleoducto es la principal ruta alternativa en caso de que Ormuz quede bloqueado, por lo que cualquier interrupción prolongada en su funcionamiento restaura instantáneamente la prima de riesgo en los precios del petróleo y el flete.
OPEP+: cuotas en aumento, producción real rezagada
Formalmente, la alianza sigue en curso de suavizar las restricciones. El techo conjunto del "grupo siete" de participantes clave se elevó en julio a 30,633 millones b/d, frente a 29,548 millones b/d en junio. Sin embargo, los volúmenes reales están lejos de lo permitido:
- Arabia Saudita produjo aproximadamente 3,44 millones b/d por debajo de su cuota;
- Iraq — 2,38 millones b/d por debajo;
- Kuwait — 1,18 millones b/d por debajo;
- Rusia en junio produjo 8,928 millones b/d, quedando 834 mil b/d por debajo de lo planificado;
- Kazajistán, en contraste, excedió su cuota en más de 1,15 millones b/d.
El rezago de los participantes de Oriente Medio se explica no por la falta de disciplina, sino por la imposibilidad física de transportar la materia prima. La salida de los EAU de la OPEP y de OPEP+ desde el 1 de mayo ha reducido aún más la gestión del acuerdo. La conclusión práctica para el mercado es que la alianza ha acumulado un considerable "potencial exportador dormido", que se desbordará en la oferta tan pronto como se normalice la navegación: este es el principal factor bajista a mediano plazo para el petróleo.
Gas y GNL: Europa paga por el rezago en el almacenamiento
El mercado europeo de gas se mueve en sentido opuesto al petróleo. Al 19 de julio, los almacenes subterráneos de la UE estaban llenos en un aproximadamente 54% (alrededor de 57,7 mil millones de m³) —casi 16 puntos porcentuales menos que el promedio de los últimos cinco años. Las tasas de inyección están disminuyendo: en junio, la inyección diaria rondaba los 308 millones de m³, en julio aproximadamente 270 millones de m³ en comparación con 338 millones de m³ el año anterior.
Por qué el gas se encarece
- La importación de GNL en julio podría descender a aproximadamente 6,5 millones de toneladas —mínimo en dos años y aproximadamente una cuarta parte menos que el año pasado;
- Asia está recomprando cargamentos libres: para el APEC se trata de consumo actual, para la UE —de reservas;
- Qatar está recuperando los envíos desde Ras Laffan solo gradualmente y promete devolver la mayor parte de la capacidad en un plazo de dos meses tras la apertura total del estrecho;
- Desde el 1 de enero de 2027, entrará en vigor la prohibición de la UE sobre la importación de GNL ruso por contratos a largo plazo, y de gas por tubería —desde el 30 de septiembre de 2027.
Según estimaciones conservadoras, para principios de noviembre los almacenes subterráneos de la UE podrían alcanzar solo un ~75% de llenado —cerca del mínimo histórico. Esto mantiene la prima en los contratos de invierno y hace que la industria europea sea estructuralmente vulnerable durante otra temporada de calefacción.
Carbón: corrección tras la escalada
El mercado del carbón está corrigiendo la volatilidad del petróleo y el gas con un retraso. A mediados de julio, los índices europeos del carbón energético se fortalecieron por encima de $118 por tonelada siguiendo el movimiento del petróleo y el gas, pero la semana pasada los precios se ajustaron a la baja en Europa, China y Australia. Los inventarios en los nueve principales puertos de China se mantienen alrededor de 29 millones de toneladas, lo que limita el potencial de crecimiento.
Para los exportadores rusos, la situación es ambivalente. La transferencia a través de los puertos del Mar Negro y de Azov en el primer semestre creció un 21,5%, alcanzando 13,9 millones de toneladas, apoyando el total de exportaciones. Sin embargo, las sanciones, altos aranceles ferroviarios y la apreciación del rublo están comprimiendo el margen, y la competencia por los mercados turcos y asiáticos se intensifica. La orientación a largo plazo está dada por el plan de cinco años para el desarrollo energético de China para 2026–2030: se espera que la demanda de carbón y petróleo alcance su punto máximo en los próximos cinco años, después de lo cual pasarán a ser fuentes de reserva.
Electricidad y energías renovables: récord solar y noches caras
En junio, las plantas solares proporcionaron por primera vez alrededor del 25% de la generación de electricidad en la Unión Europea, superando a la energía nuclear, gas y eólica; 18 países de la UE renovaron máximos mensuales. En ciertos días, la participación de las energías renovables en Alemania se acercó al 74%, y la generación solar alcanzó el 37,5%.
La otra cara de los récords es la creciente volatilidad de los precios de la electricidad. La escasez de sistemas de almacenamiento provoca que el exceso diurno se pierda, y los picos nocturnos se cubran con costosa generación de gas y carbón. Un factor adicional son las restricciones en las plantas nucleares francesas debido a las altas temperaturas del agua en los ríos durante períodos de calor. Para los inversores, esto desplaza el enfoque de introducir nuevas capacidades de energías renovables hacia redes, sistemas de almacenamiento de baterías y demanda flexible.
Rusia: mercado de combustibles, refinerías y mecanismo de defensa
El mercado interno de productos petroleros sigue bajo control manual. El paquete actual de medidas incluye:
- prohibición total de exportación de gasolina, extendida hasta finales de 2026;
- prohibición de la exportación de gasóleo, combustibles marinos, queroseno y gasóleo;
- reducción del estándar de ventas obligatorias de gasolina en la bolsa del 15% al 10% durante el periodo del 1 de julio al 30 de septiembre;
- máxima carga de las refinerías, reducción de los tiempos de mantenimiento y aplazamiento de los programados;
- mecanismo de defensa del precio, extendido en julio a gasolina, y después de la adopción de enmiendas en el Código Fiscal —a gasóleo y destilados medios (por un periodo hasta julio de 2027);
- eliminación del arancel de importación e incremento de suministros desde países de la CEI.
También se está preparando un mecanismo para contabilizar contratos directos al calcular los estándares de la bolsa —las autoridades esperan reducir el riesgo de déficits locales en las regiones.
Exportación de petróleo ruso: descuentos frente al presupuesto
Los volúmenes físicos de exportación de petróleo ruso se acercan a máximos desde el inicio del año, pero la componente de precios empeora. El descuento del Urals aumentó aproximadamente $3 por barril en la primera mitad de julio en comparación con junio; en condiciones FOB en los puertos bálticos, el spread con el Dated Brent se estimó en un rango de $25–28 por barril, en comparación con un promedio de cinco años de aproximadamente $19,8. El precio promedio utilizado para calcular el impuesto sobre la extracción de recursos naturales (NDPI) se sitúo en julio alrededor de $50,4 por barril, frente a $63,5 en junio.
Teniendo en cuenta que el presupuesto se ha elaborado con base en un Urals de alrededor de $59 por barril, y dado que el déficit ya supera considerablemente la proyección anual, la caída de precios en julio se reflejará en los ingresos del tesoro en agosto. El regreso de barriles iraníes al mercado indio aumenta la competencia y eleva la probabilidad de un mayor aumento de descuentos.
Qué deben seguir los participantes del mercado energético en las próximas sesiones
- Formato de negociaciones EE.UU. — Irán: la confirmación de contactos directos podría llevar al Brent al rango de $75–80.
- Dinamismo de bombeo a través de Ormuz: un regreso a 5–6 millones b/d será una señal del fin de la crisis de suministro.
- Attacks de los hutíes contra la infraestructura saudí: los ataques a Yanbu y al oleoducto "Este-Oeste" restauran instantáneamente la prima de riesgo.
- Tasas de inyección de gas en los almacenes subterráneos de la UE: el rezago en agosto significa un invierno costoso y un TTF alto.
- Recuperación de los envíos de GNL desde Qatar: factor clave para el equilibrio entre Europa y Asia.
- Decisiones de OPEP+ sobre cuotas para septiembre y la capacidad real de los participantes para cumplirlas.
- Precios de mercado de gasolina y gasóleo en Rusia en medio de prohibiciones de exportación extendidas y mecanismos de defensa de precios.
Conclusión para inversores y participantes del mercado energético: el petróleo está ingresando a una fase de normalización de precios mientras la logística sigue siendo anormal, el gas sigue siendo el segmento más tenso de la energía mundial, el carbón se negocia lateralmente, y la electricidad depende cada vez más de la flexibilidad de las redes, y no de la capacidad instalada. Cualquiera de los puntos mencionados puede cambiar toda la configuración del mercado de materias primas y energía en una sola sesión.
