Mercado del Petróleo: Brent alrededor de $92, WTI alrededor de $85 — pausa tras el rally
Las cotizaciones del petróleo finalizaron el lunes con una caída de más del 2%: el Brent cerró cerca de $92 por barril, mientras que el WTI cotiza alrededor de $85. Esta es la primera corrección notable después de dos semanas de crecimiento, en las cuales el mercado incorporó en el precio las negociaciones estancadas sobre el estrecho de Ormuz y los ataques a los buques en los golfs Pérsico y de Omán. En comparación con el nivel antes de la guerra (alrededor de $71 por Brent a finales de febrero), el premium por riesgo geopolítico sigue siendo de aproximadamente el 30%.
Los principales factores que impulsan la dinámica de precios hoy son:
- Factor sancionador: el mercado espera detalles concretos sobre las nuevas restricciones de EE.UU.—el endurecimiento de la presión sobre los compradores de petróleo iraní podría reducir la oferta, pero simultáneamente aumenta el riesgo de escalada en el estrecho.
- Flujos físicos: el tránsito a través del estrecho de Ormuz sigue siendo varias veces inferior a los ~110 buques diarios de antes de la guerra; según datos de seguimiento, en algunos días se registran de uno a varios decenas de pasajes, mientras que cientos de tanqueros esperan en las costas.
- Pronóstico de la EIA: la Administración de Información Energética de EE.UU. espera un precio promedio del Brent alrededor de $85 en el tercer trimestre y aproximadamente $87 para finales de 2026; se prevé que la producción del Medio Oriente no vuelva a los niveles anteriores a la guerra antes del inicio de 2027, con una caída de alrededor de 0,6 millones de barriles/día hasta finales del próximo año.
- Inventarios: el martes por la noche se publicará el informe de la API y el miércoles los datos de la EIA; las reservas comerciales de petróleo en EE.UU. se mantienen por debajo del promedio de cinco años, lo que ayuda a mantener la estructura temporal del mercado.
“Forajido Económico”: EE.UU. transforma el conflicto con Irán en una dimensión financiera
El 24 de agosto, el Secretario del Tesoro de EE.UU., Scott Bessent, presentó una campaña que la propia administración ha denominado “Día D económico”. Su objetivo es “cortar todas las líneas de vida económicas” del régimen iraní y lograr el restablecimiento de la navegación a través del estrecho de Ormuz sin un nuevo bombardeo aéreo. Los elementos clave del paquete son:
- Definiciones sectoriales de sanciones en cinco áreas, denominadas “vitales” para Teherán: activos digitales, tecnología, oro, aviación y transporte marítimo.
- Más de 60 personas jurídicas y naturales, así como buques, incluidos en las listas de OFAC, incluyendo una red de corredores y un "flota sombra" que operaba a través de los EAU, Hong Kong, China, Singapur y Suiza para transportar petróleo iraní.
- Ampliación del riesgo de sanciones secundarias para cualquier contraparte de Irán: los países recibirán un plazo concreto para reducir sus vínculos, después del cual seguirán medidas unilaterales.
- Promesa de una gran medida sancionadora respecto a una institución financiera no identificada antes de fin de semana.
El golpe más duro se ha pospuesto por ahora: Bessent llamó al anuncio un "tiro de advertencia", y el presidente Trump está llamando personalmente a líderes mundiales con "peticiones concretas". En riesgo, según evaluaciones de expertos, están China, India, Turquía, Irak y los EAU. Teherán ha respondido prometiendo un "respuesta sísmica", y el Ministro de Finanzas iraní ha declarado su total preparación para nuevas restricciones. Para el mercado del petróleo, es crucial la cuestión de si Washington se atreverá a imponer sanciones a los bancos chinos: China sigue siendo el principal comprador de petróleo iraní, aunque el bloqueo marítimo ya ha reducido su importación de Irán a aproximadamente 340,000 barriles/día frente a 1.14 millones en marzo.
Estrecho de Ormuz: ataque a un buque tanque y negociaciones a través de Omán
En la madrugada del martes, el centro británico UKMTO informó sobre el impacto de un proyectil no identificado en un buque tanque a aproximadamente nueve millas náuticas de la costa de Omán: se dañó el compartimento de máquinas, la tripulación no resultó herida, se están evaluando las consecuencias ambientales. El incidente confirma que, a pesar de las afirmaciones de EE.UU. sobre el "control total" del estrecho, la seguridad de la navegación no se ha restablecido.
Se mantiene la vía diplomática. Irán y Omán continúan discutiendo el protocolo de gestión de la navegación, y los contactos indirectos entre Teherán y Washington se llevan a cabo a través de Pakistán. Sin embargo, las posiciones de las partes son rígidas: Irán insiste en levantar el bloqueo marítimo de EE.UU. y en ser reconocido su derecho a regular (y cobrar) el paso de los buques, mientras que Washington exige libertad de navegación. Un memorándum del 17 de junio ya se había derrumbado una vez en julio, por lo que el mercado evalúa la probabilidad de un avance rápido con cautela.
OPEP+: cuotas restablecidas, producción física — no
El aumento de cuotas en septiembre de 188,000 barriles/día ha puesto fin a la reversión de los recortes voluntarios de 2023 de 1.65 millones de barriles/día. Siete países de la alianza (Arabia Saudita, Rusia, Irak, Kuwait, Kazajistán, Argelia, Omán; los EAU se retiraron de la OPEP en mayo) han dejado claro que es probable que las cuotas se mantengan sin cambios hasta finales del año. La próxima decisión, para octubre, se espera el 6 de septiembre.
Un matiz clave para los inversores: las cuotas en papel y la producción real se han desviado. Debido al cierre del estrecho, los ataques a la infraestructura y las paradas forzadas, la producción efectiva de la OPEP+ sigue estando varios millones de barriles por día por debajo del nivel de febrero. Es por eso que los analistas advierten: tan pronto como los flujos se normalicen, la alianza tendrá que gestionar no un déficit, sino un posible exceso.
Gas y GNL: TTF por encima de €65/MWh por retrasos en el almacenamiento
El mercado de gas europeo sigue siendo el segmento más tenso del sector energético. Los futuros de septiembre en el hub TTF se negocian alrededor de €65/MWh — el máximo desde enero de 2023 y más del 20% por encima del nivel de hace dos semanas. Las razones:
- Déficit de GNL de Catar: las entregas desde el Golfo Pérsico a través del estrecho de Ormuz son esporádicas, QatarEnergy no se apresura a volver a un horario completo.
- Bajos inventarios: los almacenes de gas de la UE estaban llenos solo al 61.4% al 17 de agosto comparado con casi el 74% un año antes; el objetivo para el 1 de noviembre tuvo que reducirse del 90% al 80%.
- Calor y energía hidroeléctrica: temperaturas anormales han incrementado la demanda de gas para generación, mientras que la generación hidroeléctrica ha sido récord bajo, aumentando la carga sobre las plantas de gas.
- Competencia con Asia: el GNL spot JKM se mantiene cerca de $21+/MMBtu; Japón, Corea y Taiwán están cubriendo parcialmente los riesgos con carbón.
En este contexto, el Henry Hub estadounidense sigue por debajo de $3/MMBtu con una producción récord en EE.UU. de aproximadamente 122.5 mil millones de pies cúbicos por día—la diferencia entre el gas estadounidense y el mundial sigue justificando la ola de inversiones en terminales de exportación de GNL.
Electricidad y energías renovables: generación solar récord salva las redes
El verano de 2026 se ha convertido en una prueba de estrés para los sistemas energéticos de Europa. En junio y julio, la generación hidroeléctrica en la UE cayó a mínimos en al menos una década, Francia redujo la capacidad de sus centrales nucleares por el sobrecalentamiento de los ríos, y los precios intradía en Francia y Alemania durante las horas pico superaron los €300/MWh, en el sureste de Europa alcanzaron los €700/MWh. Sin embargo, las redes se sostuvieron gracias a una generación solar récord: en los días pico de calor, la producción de estaciones solares fue un 17% superior a lo habitual. La principal conclusión de los reguladores es que el déficit se produce en las horas de la tarde, por lo que se aceleran las inversiones en almacenamiento: el Reino Unido subvenciona 7.6 GW de baterías a largo plazo, mientras que España puede triplicar la capacidad de los sistemas de almacenamiento para finales de año.
En EE.UU., la energía eólica y solar en la primera mitad del año ha superado por primera vez al carbón y la energía nuclear juntos, proporcionando el 20% de la generación; la generación solar creció un 21%, hidroeléctrica un 9% y eólica un 6%. La demanda por parte de los centros de datos sigue siendo un motor de crecimiento, aunque Texas ha detenido la aprobación de nuevos sitios.
Carbón: Newcastle alrededor de $130 por tonelada, Asia cubre riesgos de GNL
El carbón energético Newcastle se ha estabilizado alrededor de $130/t tras un promedio de $144 en junio. La presión sobre los precios proviene de la desaceleración en la demanda en China debido a un verano lluvioso y el aumento en la producción propia de India (+7.5% interanual en julio, alcanzando 69.75 millones de toneladas). La seguridad energética está brindando apoyo: Japón, Corea del Sur y Taiwán están aumentando las compras de carbón como seguro contra interrupciones en el GNL. El consenso para el tercer trimestre es de alrededor de $130/t con una disminución gradual hacia $120 en 2027; el carbón metalúrgico se mantiene cerca de $240/t debido a las restricciones en China.
Rusia: exportación de petróleo a Asia en récords, mercado interno de combustibles en modo manual
La exportación de petróleo ruso se está redirigiendo hacia el Este. En julio, China compró el 50% del petróleo crudo ruso, India el 37%; las refinerías indias importaron un récord de 2.8 millones de barriles/día — 55.5% de toda la importación del país. El precio promedio Urals en julio fue de alrededor de $60 por barril — por encima del nuevo tope establecido por el G7 y la UE de $44.10, vigente desde febrero. Las compras chinas de cargamentos marítimos rusos aumentaron un 28% en un mes: las refinerías están sustituyendo los barriles de Oriente Medio que no han llegado.
El mercado interno de productos petroleros está experimentando una segunda ola de crisis:
- la prohibición de exportación de gasolina se ha extendido hasta el 31 de enero de 2027, mientras que la restricción sobre el combustible diésel sigue vigente hasta el 1 de septiembre, la decisión sobre la extensión para los productores aún no se ha tomado;
- el viceprimer ministro Alexander Novak informó sobre la reactivación de varias refinerías después de reparaciones y confirmó que el cuartel federal se reúne dos veces por semana;
- el déficit se cubre con importaciones (ha llegado gasolina india al mercado) y la producción de combustibles de clases ecológicas K-2 a K-4, cuya participación no superará el 10%;
- en el sur, incluyendo la región de Krasnodar, las compañías petroleras están introduciendo límites en la venta de combustible durante la alta temporada turística;
- se está discutiendo la prohibición de la exportación de hidrocarburos aromáticos — materia prima para componentes de alto octano.
Qué observar el 26 de agosto: calendario para los participantes del mercado energético
- Detallado de las sanciones de EE.UU. — lista de países que han recibido “plazos” y anuncio de la decisión sobre la institución financiera.
- Investigación del ataque al buque tanque cerca de la costa de Omán y reacción de aseguradores y armadores.
- Progreso de las negociaciones Irán - Omán sobre el protocolo de navegación en el estrecho de Ormuz.
- Datos semanales de la API sobre reservas de petróleo y productos petroleros en EE.UU.
- Dinamismo del almacenamiento en los almacenes de gas de la UE y cotizaciones de TTF en el contexto del final de la temporada de inyecciones.
- Preparación para la reunión de la OPEP+ el 6 de septiembre: señales sobre una pausa en el aumento de cuotas.
En conclusión: el mercado del petróleo se encuentra en equilibrio entre dos escenarios: una presión financiera exitosa que conduciría a la apertura del estrecho y a la caída del Brent a $80-85, y una escalada que llevaría a las cotizaciones de nuevo a cifras de tres dígitos como en primavera. El mercado de gas en Europa, en cualquier caso, entra en la temporada de calefacción con un menor margen de seguridad que el año pasado, y la transición energética recibe un impulso adicional de la generación solar récord y las inversiones en almacenamiento. La analítica diaria del mercado energético se puede seguir en el canal de Telegram Open Oil Market.
