Resumen del sector energético 25 de julio de 2026: cotizaciones de petróleo Brent y WTI, gas TTF, OPEP+, productos petroleros, carbón, electricidad y EERR

Noticias del petróleo y la energía del 25 de julio de 2026: Brent por encima de $100 por barril, gas TTF en máximos desde enero de 2023, suspensión de envíos de CTC, cuotas de OPEP+, mercado de combustibles en Rusia, carbón, electricidad y energías renovables. Resumen para inversores y participantes del mercado de energía.

El complejo energético y de combustibles a nivel mundial enfrenta el fin de semana en el estado de máxima tensión en los últimos cuatro años. La escalada del conflicto entre EE. UU. e Irán, que se ha extendido desde el estrecho de Ormuz hasta el mar Rojo, ha elevado los precios del petróleo Brent por encima de la psicológica marca de $100 por barril por primera vez desde mayo, mientras que el gas europeo en el hub TTF ha alcanzado máximos desde enero de 2023. Al mismo tiempo, se han suspendido los envíos de petróleo kazajo a través del consorcio de oleoductos del Mar Caspio, y el mercado interno de productos petroleros en Rusia apenas comienza a salir de una fase aguda de escasez. A continuación, se presenta un análisis detallado de los eventos clave en los sectores de petróleo y gas, carbón y electricidad para inversores y participantes del mercado energético.

Mercado de petróleo: el riesgo geopolítico regresa a los precios

El mercado del petróleo ha estado cinco semanas en modo de reacción ante los comunicados militares. La ruptura de la barrera de $100 en Brent se produjo tras informes de ataques a dos petroleros sauditas en el mar Rojo y declaraciones de EE. UU. sobre la disposición de llevar a cabo un ataque masivo contra Irán. Esto marcó la culminación de un rally en el que el sector de materias primas ha ganado más del 30% en tres semanas.

Factores que impulsan los precios al alza

Reducción física del tráfico a través del estrecho de Ormuz, por donde tradicionalmente transita cerca de una quinta parte del comercio mundial de petróleo.
La amenaza de un bloqueo en el estrecho de Bab-el-Mandeb - una ruta alternativa para las exportaciones sauditas que evita Ormuz.
La suspensión de los envíos de petróleo kazajo en el mar Negro, que retira más del 1% de la oferta mundial del mercado.
Las reservas comerciales de petróleo y productos derivados se han agotado en los países de la OCDE tras la fase de conflicto de primavera.
El aumento en el costo del flete y el seguro se traduce en precios finales más altos para las refinerías.

Factores que limitan el crecimiento

El camino diplomático: los informes sobre los intentos de Pakistán, con el apoyo de China, de reanudar las negociaciones entre EE. UU. e Irán retiraron instantáneamente alrededor del 5% de prima del mercado.
El interés de China en la desescalada: las interrupciones en el Golfo Pérsico golpean los intereses del mayor importador de petróleo del mundo.
Las capacidades libres de OPEP+ y la continua recuperación de las cuotas.

La dispersión de pronósticos es récord. RBC Capital Markets sugiere que, con una escalada adicional, Brent podría superar el pico de $128 por barril en 2022. Por otro lado, UBS espera una caída a $85 para finales de año, enfatizando que la recuperación de la producción en Medio Oriente está avanzando más lentamente de lo que el mercado anticipaba, lo que mantendrá el equilibrio del mercado del petróleo en déficit.

OPEP+: las cuotas aumentan, pero los barriles reales llegan más lento

La alianza continúa la recuperación gradual de la producción. La cuota de julio del "grupo de ocho" fue de 30.633 millones de barriles/día, lo que representa un aumento de más de 1 millón de barriles/día respecto a junio; el paso mensual de relajación se mantiene en 188.000 barriles/día. La política general de la alianza se ha confirmado hasta el 31 de diciembre de 2026, y el nivel máximo de producción se ha fijado en 39.725 millones de barriles/día. Al mismo tiempo, se está evaluando la capacidad máxima de producción de los participantes: esto establecerá la base de las cuotas básicas para 2027.

El problema clave de OPEP+ hoy no son las cuotas papeleras, sino la logística: una parte significativa de la capacidad libre se encuentra en los países del Golfo Pérsico y depende físicamente del estrecho de Ormuz, cuyos riesgos están impulsando los precios. La salida de los EAU de la alianza desde el 1 de mayo de 2026 ha reducido aún más el volumen controlado de oferta.

Mercado de gas: TTF en máximos, Europa corre el riesgo de no llenar su almacenamiento subterráneo

El mercado europeo de gas se ha convertido en el segundo epicentro de la crisis. Los precios del TTF han aumentado más del 45% desde principios de julio y han superado los €63/MWh. Las razones son de carácter estructural:

reducción en los suministros de GNL de Catar y limitaciones a la exportación desde el Golfo Pérsico;
reorientación de las cargas de GNL estadounidenses hacia los mercados asiáticos con precios más altos;
una ola de calor anómala en Europa, que aumenta la demanda de electricidad para refrigeración y, en consecuencia, de gas para generación;
aumento de las tarifas de flete y seguros en rutas a través de zonas de conflicto.

El mayor proveedor de gas a Europa, Equinor, ha advertido que la región tiene una alta probabilidad de no lograr el objetivo de llenar sus almacenes subterráneos en un 80% para el inicio de la temporada de calefacción. La desaceleración en las tasas de inyección con respecto a la media de cinco años presenta el invierno de 2026-2027 como el principal riesgo para la industria europea. Un aspecto adicional del problema es la inflación: ante el shock energético, el BCE mantuvo la tasa de depósito en 2.25% el 23 de julio, pero muchos economistas esperan un nuevo aumento antes de fin de año.

Consorcio del oleoducto del Caspio: un golpe a las exportaciones de Kazajistán

El 19 de julio, el CTC suspendió la carga de petróleo en el terminal marítimo cerca de Novorosisk tras ataques de drones a dos petroleros. Desde el 21 de julio, Kazajistán ha detenido el bombeo de crudo en el sistema del consorcio: los armadores se niegan a dirigir sus barcos al terminal. El CTC asegura alrededor del 80-90% de las exportaciones de petróleo kazajo y más del 1% de la oferta mundial de petróleo; en 2025, pasaron aproximadamente 63 millones de toneladas de crudo a través del sistema.

El 23 de julio, el Ministerio de Energía de Kazajistán confirmó la reducción obligada de la producción diaria para evitar el desbordamiento de los reservorios. Parte de los volúmenes se redirigen a través del oleoducto Bakú-Tbilisi-Ceyhan, pero su capacidad no permite compensar completamente la pérdida de exportación. Para las refinerías europeas orientadas a la variedad CPC Blend, esto significa la necesidad urgente de buscar cargamentos sustitutivos de petróleo ligero y bajo en azufre.

Rusia: el mercado de combustibles sale gradualmente de la fase aguda

El mercado interno de productos petroleros de la Federación de Rusia está pasando por el verano más complicado en años. La escasez de gasolina y diésel, que se observa desde finales de mayo, ha sido causada por una combinación de factores: paradas imprevistas en las refinerías, pico estacional en la demanda durante la temporada de vacaciones y campañas de cosecha, así como restricciones logísticas en las regiones del sur.

El conjunto de medidas adoptadas incluye:

prohibición total de exportaciones de gasolina, diésel, combustible marino, queroseno y gasóleos;
reducción del estándar de ventas obligatorias en bolsa de gasolina del 15% al 10% para el período del 1 de julio al 30 de septiembre;
eliminación de los aranceles de importación y aumento de las importaciones de productos petroleros desde Bielorrusia;
máxima carga de las capacidades en funcionamiento, reducción de los plazos de reparaciones actuales y aplazamiento de las programadas;
activación del potencial de refinerías medianas y pequeñas.

El 21 de julio, el viceprimer ministro Alexander Novak declaró que el mercado ha comenzado a estabilizarse, destacando que en algunas regiones la situación se está resolviendo "de manera manual y puntual". Se da prioridad al suministro de la agricultura durante la campaña de cosecha y al transporte del norte. La FAS ha iniciado 15 casos contra participantes del mercado, y el 23 de julio se ordenó al Ministerio de Energía y a las compañías petroleras trabajar en la eliminación de los límites regionales sobre la venta de combustibles de menos de 50 litros, señalando que las autoridades consideran que el pico de la crisis ha pasado.

Exportación de petróleo ruso: volatilidad de los descuentos

La dinámica de la variedad de exportación rusa Urals en 2026 muestra una amplitud inusual. En abril-mayo, en el pico de la crisis de Medio Oriente, Urals en envíos a India y China se comercializaba con una prima sobre Brent, reflejando una aguda escasez de variedades de alto contenido de azufre. En junio-julio, los precios regresaron a un descuento en el rango de $2-3 por barril ante la disminución de la actividad de los refinadores asiáticos y el estrechamiento de los márgenes de las refinerías independientes chinas. El actual aumento de los precios de referencia mejora nuevamente los ingresos de exportación, sin embargo, la infraestructura de sanciones - las restricciones en fletes, seguros y pagos - continúa manteniendo los precios realizables por debajo de los indicadores del mercado.

Mercado del carbón: revancha en medio de la escasez de GNL

El carbón está volviendo a la agenda de la energía global como combustible de última instancia. El carbón energético australiano Newcastle se comercializa alrededor de $130 por tonelada. La caída de los suministros de GNL a Asia genera una demanda adicional: según estimaciones de analistas de la industria, el consumo adicional de carbón en la región de Asia-Pacífico en 2026 podría ser de alrededor de 70 millones de toneladas, aumentando a 90 millones de toneladas en caso de reanudación de las hostilidades a gran escala.

Japón es el líder en el aumento de la generación de carbón, donde la producción en las plantas térmicas de carbón crece a tasas de dos dígitos mientras que la de gas disminuye. Corea del Sur y Taiwán también están aumentando la utilización de sus capacidades de carbón. India, por el contrario, está restringiendo las importaciones gracias al aumento de su propia producción y a los altos inventarios. China, en cambio, se mantiene relativamente protegida gracias a la baja proporción de gas en su balance energético. Es notable que las principales empresas mineras no están apresurándose a sancionar nuevos proyectos, considerando el aumento de la demanda como cíclico y no estructural.

Electricidad y energías renovables: un año récord en medio de la crisis

La paradoja de 2026 es que el shock energético no frenó, sino que aceleró la transición energética. Según la reciente actualización de la proyección de la Agencia Internacional de la Energía, la demanda mundial de electricidad crecerá un 3.6% en 2026 y un 3.8% adicional en 2027, de 28.600 TWh en 2025 a 30.700 TWh en 2027. Los motores de este crecimiento son la industria, el transporte eléctrico, la refrigeración y los centros de datos.

Puntos clave de la proyección de generación:

La generación renovable en 2026 superará por primera vez a la generación a base de carbón en todo el mundo.
La producción de energías renovables aumentará más del 8%, con una participación en la generación mundial que pasará del 33% en 2025 al 37% en 2027.
La generación solar aumentará en unos 600 TWh y superará a la eólica, convirtiéndose en la segunda fuente de energías renovables después de la hidroeléctrica.
La demanda de electricidad en la India aumentará un 7%; el país ha superado por primera vez la marca de 100 GW de generación renovable variable.

La perspectiva de inversión confirma la tendencia: las inversiones totales en energía mundial para 2026 se estiman en $3.4 billones, de los cuales unos $2.2 billones se destinan a tecnologías bajas en carbono y a infraestructura de redes eléctricas. Aproximadamente $665 mil millones se asignan a energías renovables, incluyendo $365 mil millones en energía solar - de hecho, $1 mil millones diarios, $200 mil millones en energía eólica y $75 mil millones en energía hidroeléctrica. Las inversiones en sistemas de almacenamiento de energía superarán por primera vez los $100 mil millones, aumentando más del 35% en un año. La lógica de los inversores es simple: la generación propia es una forma de seguro ante choques geopolíticos en las cadenas de suministro de hidrocarburos.

¿Qué significa esto para los participantes del mercado energético?

El mercado ha entrado en una fase donde la formación de precios se determina no por el equilibrio entre la oferta y la demanda, sino por las evaluaciones probabilísticas de los escenarios bélicos. Las conclusiones prácticas para inversores, compañías de energía y petróleo son:

La cobertura se ha vuelto obligatoria. La amplitud de movimientos de 5-7% por sesión hace que las posiciones no cubiertas en petróleo, gas y productos petroleros representen una fuente de riesgo inaceptable.
El margen de refinación está bajo presión por ambos lados. El aumento del costo de las materias primas junto con restricciones administrativas o competitivas sobre precios al por mayor están comprimiendo los márgenes de refinación.
La logística es más importante que la geología. Ormuz, Bab-el-Mandeb y Novorosisk han demostrado que el costo del barril hoy se define por la transitabilidad de los cuellos de botella y no por el volumen de reservas en el subsuelo.
El carbón y la energía nuclear reciben una prima por su previsibilidad. Los activos con un horizonte de contrato largo y una base de recursos interna están siendo reevaluados al alza.
El riesgo invernal en Europa no ha desaparecido. El retraso en el llenado de los depósitos subterráneos forma un potencial para un nuevo salto de precios en TTF en el cuarto trimestre.

Los próximos puntos de referencia para el mercado son la dinámica del panorama diplomático en torno a Irán, la reanudación de los envíos de CTC, la velocidad de inyección de gas en los depósitos europeos y la próxima decisión de OPEP+ sobre cuotas. Cualquiera de estos eventos podría mover los precios en $5-10 por barril en el transcurso de una sola sesión. Los inversores y participantes del mercado energético deben partir de la premisa de que la volatilidad elevada en el sector del petróleo, gas y energía se mantendrá al menos hasta finales del tercer trimestre de 2026.