Mercado del petróleo: Brent se consolida en $90 tras el mejor mes desde la primavera
El mercado mundial del petróleo cerró julio en una nota optimista. Al término de la negociación del viernes, el barril de Brent subió un 1,3% hasta alcanzar los $90,12, mientras que el WTI estadounidense avanzó un 1,5% hasta los $84,67. Durante el mes, el referente del Mar del Norte creció aproximadamente un 24%, y el WTI un 21%, el mejor resultado desde marzo, cuando la escalada en torno a Irán llevó los precios a niveles de tres cifras por primera vez. El Urals ruso se valora en torno a los $85 por barril, y el descuento respecto a Brent se ha reducido debido a la escasez de oferta en el mercado mundial.
Los principales impulsores de los precios del petróleo a principios de la semana son:
- Prima geopolítica: el bloqueo del estrecho de Ormuz y el continuo enfrentamiento militar en torno a Irán mantienen en los precios una prima de riesgo de decenas de dólares;
- Reducción de la oferta efectiva: la exportación desde el Golfo Pérsico se está realizando por rutas alternativas con capacidad limitada, y una parte de los volúmenes iraníes ha caído efectivamente del mercado;
- Demanda sostenida: el calor anómalo en el hemisferio norte apoya el consumo de electricidad y combustibles, mientras que las refinerías operan a alta capacidad en plena temporada automovilística.
El consenso de los analistas de los principales bancos de inversión ha incrementado la previsión del precio medio de Brent para 2026 a $85 por barril. El rango de fluctuaciones semanales sigue siendo amplio: a finales de julio, los precios oscilaron entre $84 y $100, reflejando la sensibilidad del mercado del petróleo a cada noticia de Oriente Medio.
OPEP+: aumento final de cuotas y pausa estratégica
El evento central del fin de semana fue la reunión del "grupo de los siete" de la OPEP+ el 2 de agosto. Las decisiones clave de la alianza son:
- A partir de septiembre, las cuotas de extracción de petróleo aumentan en 188,000 barriles por día, lo que completa la eliminación gradual de la reducción voluntaria de 1,65 millones de b/d que estuvo vigente desde 2023;
- Tras el paso de septiembre, la alianza se tomará una pausa en el incremento de la producción para evaluar el balance entre la oferta y la demanda;
- Se mantienen las restricciones de aproximadamente 2 millones de b/d impuestas en 2022, y la decisión sobre su distribución se ha pospuesto.
Desde febrero hasta agosto de 2026, la cuota total de la alianza aumentó aproximadamente en 940,000 b/d, un volumen comparable con la producción de Omán. El formato de la unión ha cambiado: tras la salida de los EAU de OPEP y OPEP+ el 1 de mayo, las decisiones son tomadas por el "grupo de siete": Arabia Saudita, Rusia, Irak, Kuwait, Kazajistán, Argelia y Omán. La estrategia cautelosa de la alianza se justifica: con el estrecho de Ormuz bloqueado, la capacidad física de aumentar las exportaciones de varios participantes es limitada, y un aumento en las cuotas en papel no conlleva un crecimiento proporcional de la oferta.
Estrecho de Ormuz: Teherán rechaza desbloqueo, negociaciones con Omán en la fase final
El contexto geopolítico sigue siendo un factor determinante para todo el sector energético. El domingo, Teherán desmintió oficialmente los informes sobre la reanudación de la navegación a través del estrecho de Ormuz, considerando que son infundados. No obstante, el Ministro de Relaciones Exteriores de Irán comunicó que las consultas con Omán para crear un mecanismo conjunto de gestión de la navegación en las aguas cercanas están cerca de su conclusión, lo que ofrece la primera señal tangible de una posible desescalada en las últimas semanas.
Las apuestas para el mercado mundial son excepcionalmente altas: antes de la crisis, alrededor de una quinta parte de los suministros de petróleo del mundo pasaba por el estrecho, y Europa recibía a través de esta ruta hasta el 12-14% de su GNL importado de Catar. Los inversores también están atentos a la idea discutida en Washington sobre el bloqueo terrestre a Irán; su implementación podría desencadenar un nuevo aumento en los precios del petróleo y el gas. Cualquier progreso en la vía negociadora, por el contrario, podría rápidamente reducir parte de la prima geopolítica: según estimaciones de expertos, si se firma un acuerdo de paz, Brent podría volver a situarse en torno a los $70.
Mercado de gas en Europa: reservas en mínimos de cinco años antes del invierno
El mercado de gas europeo sigue siendo el segmento más vulnerable del sector energético mundial. Los precios en el hub TTF aumentaron aproximadamente un 55% en julio, manteniéndose consistentemente por encima de los $500 por mil metros cúbicos. Las razones de la tensión tienen un carácter estructural:
- La ocupación de los almacenes subterráneos de gas (PCHG) en la UE a principios de agosto apenas supera el 56% — un mínimo para esta época del año desde 2021 y 18 puntos porcentuales por debajo de la media quinquenal;
- Tras el frío invierno 2025-2026, la temporada de extracción concluyó con los almacenes llenos en menos del 28%, y no se está consiguiendo compensar los volúmenes perdidos;
- Para alcanzar los objetivos de cara a la temporada de calefacción, la inyección neta debe ser de al menos 68 mil millones de metros cúbicos, pero hasta el momento se ha cumplido menos de la mitad del plan;
- Europa está perdiendo la competencia de precios con Asia por los lotes libres de GNL, y la ola de calor en julio ha incrementado el consumo de gas para la generación eléctrica para sistemas de aire acondicionado.
Las tasas de inyección de gas en julio fueron las más bajas en toda la historia de observación. Si la tendencia no se revierte en agosto y septiembre, el invierno 2026-2027 podría ser el más complicado para la energía europea desde la crisis de 2022, con las consecuencias correspondientes para la industria, el sector eléctrico y la inflación en la eurozona.
GNL y Asia: mil millones de dólares en costos adicionales y giro hacia el carbón
Cinco meses de conflicto en Oriente Medio han costado a los países del sur de Asia más de $1 mil millones en gastos adicionales por importaciones de GNL. El encarecimiento de la logística y la reestructuración de rutas han impactado más a Pakistán y Bangladesh, donde se registran cortes de gas para las industrias y interrupciones en el suministro eléctrico. Los precios spot del gas licuado en Asia han más que duplicado su valor durante la crisis, lo que ha llevado a los importadores a revisar el balance energético en favor del carbón. Mientras tanto, China está reduciendo la reexportación de volúmenes de GNL ártico, dirigiéndolos para reabastecer sus propios suministros antes de la temporada de calefacción en medio de calor anómalo y demanda récord de electricidad.
Carbón: beneficiario silencioso de la crisis del gas
El mercado del carbón se ha convertido en el claro beneficiario del gas caro. Las principales economías de Asia están aumentando la generación de energía a partir del carbón: Corea del Sur ha incrementado la producción en plantas de energía a carbón casi un 40% — alcanzando el máximo desde 2019, y Japón ha crecido un 11%. Las importaciones de carbón energético están aumentando en todas direcciones: Corea del Sur casi ha duplicado las compras de carbón ruso de enero a mayo, y Australia ha incrementado significativamente sus envíos. Los precios en el hub europeo ARA se mantienen en un rango de $118 a $124 por tonelada, y el índice del carbón metalúrgico australiano ha superado los $215. Para los exportadores — Indonesia, Australia, Rusia y Sudáfrica — las condiciones siguen siendo favorables: la demanda sostenida de Asia asegura ventas estables y mantiene los precios.
Generación eléctrica y energías renovables: la generación renovable supera al carbón a escala mundial
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