Lo más importante para la mañana del miércoles, 29 de julio de 2026
- Petróleo. Los futuros más cercanos de Brent se negocian en torno a $86–87 por barril, mientras que WTI se encuentra alrededor de $81. El lunes, ambos referentes perdieron aproximadamente un 8%, la caída más fuerte en un solo día en varios meses.
- Geopolítica. Estados Unidos ha suspendido una serie de ataques nocturnos a Irán; Washington habla de "una pausa para las negociaciones", mientras que Teherán aún no confirma concesiones.
- Logística. La exportación neta de petróleo y productos derivados a través del estrecho de Ormuz durante la semana hasta el 24 de julio fue, en promedio, de aproximadamente 2,9 millones de barriles por día, comparado con 5,9 millones b/d la semana anterior.
- Gas. El spot de TTF alcanzó un equivalente de ~$744 por mil metros cúbicos, en comparación con ~$532 en promedio durante junio, el máximo desde diciembre de 2022.
- Energía y energías renovables. La generación solar proporcionó por primera vez aproximadamente el 25% de la producción de electricidad en la UE, superando a la nuclear, gas y viento.
- Rusia. La prohibición de exportación de gasolina se ha extendido hasta finales de 2026, y el mecanismo de protección de precios se ha aplicado también a los combustibles diésel.
Petróleo: el mercado cierra la prima de guerra
El tema clave en el mercado del petróleo es la velocidad a la que desaparece la prima geopolítica. El 23 de julio, Brent alcanzó un máximo de seis semanas ante el duodécimo ataque nocturno consecutivo de EE.UU. a instalaciones iraníes y el aumento de tensiones en el Mar Rojo. Tras los informes sobre la suspensión de ataques, las cotizaciones abrieron la semana con un fuerte descenso: primero hasta $86,8, luego por debajo de $85, por primera vez desde el 17 de julio. Para la tarde del lunes, el mercado recuperó parte de las pérdidas, pero el martes la caída continuó, y el martes-miercoles, el petróleo se estableció cerca de mínimos de tres semanas.
Fundamentalmente, el mercado es afectado por tres fuerzas:
- Esperanza diplomática. La pausa en los ataques es interpretada por los traders como una ventana para un acuerdo y un indicio de desbloqueo de la navegación.
- Déficit físico. Los suministros a través de Ormuz siguen siendo la mitad de lo normal, y las tarifas de seguros para los barcos en la zona de riesgo son significativamente más altas que antes de la guerra.
- Regreso de la oferta. El retorno parcial de barriles iraníes al mercado aumenta la competencia por el comprador asiático y presiona sobre los diferenciales.
Analistas de bancos de inversión anteriormente elevaron la proyección para Brent en 2026 a $85, asumiendo interrupciones prolongadas en el estrecho. La actual desescalada hace que este punto de referencia sea más un límite superior que uno inferior en el escenario.
Estrecho de Ormuz y Mar Rojo: el cuello de botella del sector energético mundial
A través del estrecho de Ormuz, antes del conflicto, transitaba aproximadamente una cuarta parte del comercio marítimo de petróleo y alrededor del 20% del GNL mundial. Hoy, el tráfico solo se ha restaurado parcialmente: los petroleros navegan principalmente por el corredor norte a lo largo de la costa iraní, y las tasas de bombeo son inestables de semana a semana.
Paralelamente, se ha intensificado la segunda ruta. Los hutíes yemeníes anunciaron un ataque a la oleoducto principal "Este - Oeste", que conecta los campos de petróleo de Arabia Saudita con el puerto de Yanbu en el Mar Rojo, así como ataques a la infraestructura en la zona de Jazan. Este oleoducto es la principal ruta alternativa en caso de que se bloquee Ormuz, por lo que cualquier interrupción prolongada en su funcionamiento inmediatamente retorna la prima de riesgo a las cotizaciones del petróleo y del flete.
OPEP+: cuotas en aumento, producción real rezagada
Formalmente, la alianza sigue la tendencia de suavizar las restricciones. El techo combinado del "grupo de siete" 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 los permitidos:
- Arabia Saudita produjo aproximadamente 3,44 millones b/d menos que la cuota;
- Iraq, 2,38 millones b/d menos;
- Kuwait, 1,18 millones b/d menos;
- Rusia en junio produjo 8,928 millones b/d, quedando 834 mil b/d por debajo del plan;
- Kazajistán, por el contrario, superó la cuota en más de 1,15 millones b/d.
La discrepancia de los participantes de Medio Oriente se explica no por la indisciplina, sino por la imposibilidad física de exportar crudo. La salida de los EAU de OPEP y OPEP+ desde el 1 de mayo ha reducido aún más la manejabilidad del acuerdo. La conclusión práctica para el mercado es que la alianza ha acumulado un considerable "potencial exportador latente", que se liberará en la oferta tan pronto como se normalice la navegación, lo que representa el principal factor bajista de mediano plazo para el petróleo.
Gas y GNL: Europa paga por el retraso en el almacenamiento
El mercado europeo de gas se mueve en contraste con el petróleo. Para el 19 de julio, los almacenes subterráneos de la UE estaban llenos aproximadamente en un 54% (alrededor de 57,7 mil millones de metros cúbicos) —casi 16 puntos porcentuales por debajo del promedio de los últimos cinco años. Las tasas de inyección se están desacelerando: en junio, la inyección diaria era de alrededor de 308 millones de metros cúbicos, en julio cerca de 270 millones de metros cúbicos, frente a 338 millones de metros cúbicos el año anterior.
Por qué aumenta el precio del gas
- Las importaciones de GNL en julio podrían caer a aproximadamente 6,5 millones de toneladas —el mínimo en dos años y cerca de una cuarta parte de la caída interanual;
- Asia está comprando lotes libres: para Asia-Pacífico es una cuestión de consumo actual, para la UE, de reservas;
- Qatar está restaurando las entregas desde Ras Laffan solo de manera gradual y promete devolver la mayor parte de sus capacidades dentro de dos meses después de la apertura total del estrecho;
- A partir del 1 de enero de 2027, entrará en vigor la prohibición de la UE sobre la importación de GNL ruso mediante contratos a largo plazo, y del gas de tubería a partir del 30 de septiembre de 2027.
Según estimaciones conservadoras, a principios de noviembre, los almacenes subterráneos de la UE podrían alcanzar solo alrededor del 75% de su capacidad —cerca del mínimo histórico. Esto mantiene la prima en los contratos de invierno y hace que la industria europea sea estructuralmente vulnerable para otro ciclo de calefacción.
Carbón: corrección tras la escalada
El mercado del carbón está reaccionando a la volatilidad del petróleo y gas con un retraso. A mediados de julio, los índices europeos del carbón energético se fortalecieron por encima de $118 por tonelada, siguiendo el aumento del petróleo y gas, pero la semana pasada las cotizaciones se ajustaron a la baja en Europa, China y Australia. Las reservas 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 manipulación a través de los puertos del Mar Negro y el Mar de Azov en el primer semestre creció un 21,5%, hasta 13,9 millones de toneladas, apoyando la exportación total. Sin embargo, las sanciones, las tarifas ferroviarias altas y el fortalecimiento del rublo están comprimidos los márgenes, mientras que la competencia por los mercados turcos y asiáticos se intensifica. La proyección a largo plazo está dictada por el plan quinquenal de desarrollo energético de China para 2026–2030: la demanda de carbón y petróleo alcanzará su punto máximo en los próximos cinco años, después de lo cual pasarán a ser fuentes de reserva.
Energía eléctrica y energías renovables: récord de sol y noches caras
En junio, las plantas solares proporcionaron por primera vez aproximadamente el 25% de la producción de electricidad en la Unión Europea, superando a la generación nuclear, de gas y eólica; 18 países de la UE establecieron máximos mensuales. En algunos días, la participación de energías renovables en Alemania se acercó al 74%, mientras que la generación solar alcanzó el 37,5%.
El reverso de los récords es la creciente volatilidad en los precios de la electricidad. La escasez de sistemas de almacenamiento conduce a que el exceso durante el día se pierda, mientras que los picos nocturnos son cubiertos por la cara generación de gas y carbón. Un factor adicional son las restricciones en las plantas nucleares francesas debido a la temperatura del agua en los ríos durante períodos de calor. Para los inversores, esto desvía el enfoque de la introducción de nuevas capacidades de energías renovables hacia redes, almacenadores de baterías y demanda flexible.
Rusia: mercado de combustible, refinerías y amortiguador
El mercado interno de productos petroleros permanece bajo control manual. El paquete de medidas vigente incluye:
- prohibición total de exportación de gasolina, extendida hasta finales de 2026;
- prohibición de la exportación de combustible diésel, combustible de buques, queroseno de aviación y gasóleos;
- reducción de la norma de ventas obligatorias en bolsa de gasolina del 15% al 10% durante el período del 1 de julio al 30 de septiembre;
- máxima carga de las refinerías, reducción de los plazos de mantenimiento actual y posposición del mantenimiento planificado;
- amortiguador de importación, extendido desde julio a la gasolina, y después de la adopción de enmiendas al Código Fiscal, también a combustibles diésel y destilados medios (hasta julio de 2027);
- tipo impositivo de importación anulado y aumento de entregas desde países de la EAEU.
También se está preparando un mecanismo de compensación para contratos directos en el cálculo de las normas de bolsa—las autoridades buscan reducir el riesgo de déficits locales en las regiones.
Exportación de petróleo ruso: descuentos contra el presupuesto
Los volúmenes físicos de exportación de petróleo ruso están cerca de los máximos desde principios de año, pero la parte de precio se está deteriorando. El descuento de Urales en la primera mitad de julio aumentó aproximadamente $3 por barril en comparación con junio; en condiciones FOB en puertos bálticos, el diferencial con Dated Brent se evaluó en un rango de $25–28 por barril, frente a un promedio de cinco años de aproximadamente $19,8. El precio promedio usado para calcular el impuesto sobre la renta en julio se estableció alrededor de $50,4 por barril frente a $63,5 en junio.
Teniendo en cuenta que el presupuesto se ha previsto con base en Urales alrededor de $59 por barril, y que el déficit ya excede significativamente la referencia anual, la caída de precios en julio impactará los ingresos del tesoro en agosto. El retorno de los barriles iraníes al mercado indio intensifica la competencia y aumenta la probabilidad de una mayor ampliación de los descuentos.
Qué monitorear para los participantes del mercado energético en las próximas sesiones
- Formato de negociaciones EE.UU. - Irán: la confirmación de contactos directos puede llevar el Brent al rango de $75–80.
- Dinamismo de bombeo a través de Ormuz: un regreso a 5–6 millones b/d será señal de que se ha terminado la crisis de oferta.
- Los ataques de los hutíes a la infraestructura saudita: los ataques a Yanbu y el oleoducto "Este - Oeste" regresan instantáneamente la prima de riesgo.
- Ritmo de inyección de gas en los almacenes de gas de la UE: la desaceleración en agosto significa inviernos caros y precios altos de TTF.
- Recuperación de los envíos de GNL de Qatar: factor clave para el balance entre Europa y Asia.
- Decisiones de OPEP+ sobre cuotas de septiembre y la capacidad real de los participantes para cumplirlas.
- Cotizaciones de gasolina y diésel en la bolsa rusa en medio de prolongadas prohibiciones de exportación y amortiguadores de importación.
Conclusión para inversores y participantes del mercado energético: el petróleo entra en una fase de normalización de precios, a pesar de las anormalidades persistentes en la logística; el gas sigue siendo el segmento más tenso del sector energético mundial; el carbón se negocia en un rango lateral; y la energía eléctrica depende cada vez más de la flexibilidad de las redes en lugar de la capacidad instalada. Cualquiera de los puntos mencionados puede cambiar la configuración de todo el mercado de materias primas y energías en una sola sesión.
