Mercado petrolero: la prima geopolítica mantiene a Brent por encima de los $105
Al cierre del 14 de octubre, el futuro de diciembre del Brent se cotizaba en torno a $106,3–106,5 por barril, subiendo intra día hasta $107,15. El WTI estadounidense se negocia alrededor de $95. Hace un año, el petróleo tenía un precio de aproximadamente $62–63, lo que significa que el crecimiento en los últimos doce meses supera el 70%.
Los principales impulsores de los precios:
- Estrecho de Ormuz. Los ataques a los buques continúan: los petroleros que transitan por rutas sin autorización de Teherán están siendo destruidos por minas, y el 13 de octubre se hundió un portacontenedores a la salida del estrecho. Irán condiciona la apertura total del estrecho a la satisfacción de siete condiciones impuestas a Washington.
- Bombardeos de los hutíes en Arabia Saudita. El movimiento "Ansar Allah" ha declarado ataques a las instalaciones de Saudi Aramco en Dhahran y la provincia oriental, refinerías en Riad y el aeropuerto capitalino, prometiendo ampliar la lista de objetivos.
- Brecha entre el mercado de futuros y el mercado físico. Según las agencias de precios, las partidas reales de crudo se valoran en alrededor de $129 por barril, significativamente más caras que el Brent de papel.
- Fletes récord. El transporte de petróleo ruso desde los puertos del Báltico y del Mar Negro a India cuesta entre $27 y $32 por barril, mientras que el transporte desde Ras Tanura a Róterdam ha aumentado de aproximadamente $2 en 2025 a más de $35.
Los analistas prevén oscilaciones del WTI entre $90 y $100 en las próximas semanas; una mayor escalada en el Medio Oriente podría llevar al Brent de vuelta a los picos de primavera por encima de $120.
Informe de la AIE: caída de la demanda de petróleo comparable con las mayores crisis
El informe de octubre de la AIE se ha convertido en el principal evento analítico de la semana para el sector de petróleo y gas. Las cifras clave son:
- La demanda mundial de petróleo en 2026 se reducirá en 2,61 millones de barriles por día —hasta 102,38 millones de b/d (el pronóstico ha sido revisado a la baja en aproximadamente 110 mil b/d).
- La oferta mundial de petróleo en 2026 caerá en 5,8 millones de b/d —hasta 100,7 millones de b/d.
- Se espera que el regreso al crecimiento del consumo no ocurra antes de marzo de 2027; en 2027, la demanda será de alrededor de 104,38 millones de b/d, que aún estará por debajo del nivel de 2025.
- Las mayores pérdidas se concentran en los destilados y materias primas petroquímicas, especialmente en Asia.
La AIE también está acelerando la liberación de reservas estratégicas: tras la decisión récord de marzo de liberar 400 millones de barriles, la agencia instó a los países a acelerar el suministro de diésel del mercado desde las reservas. La OPEP, por su parte, ha reducido por sexta vez consecutiva la estimación de la demanda para 2026, pero elevó la previsión de crecimiento para 2027, señalando la necesidad de reponer las reservas agotadas.
OPEP+: cuotas congeladas, producción real por debajo de lo previsto
Siete países de la OPEP+ mantuvieron sin cambios los niveles objetivos de producción de petróleo para noviembre. Las cuotas se distribuyen de la siguiente manera:
- Arabia Saudita — 10,478 millones de b/d;
- Rusia — 9,949 millones de b/d;
- Iraq — 4,431 millones de b/d;
- Kuwait — 2,676 millones de b/d;
- Kazajistán — 1,628 millones de b/d;
- Argelia — 1,007 millones de b/d;
- Omán — 841 mil b/d.
En la práctica, las cuotas permanecen en gran medida en papel: debido a la guerra y limitaciones logísticas, la producción real de varios participantes está por debajo de los objetivos establecidos. La estructura de la alianza cambió después de la salida de los EAU de la OPEP y OPEP+ desde el 1 de mayo de 2026. La próxima reunión del "septeto" está programada para el 1 de noviembre, con la reunión del comité de monitoreo el 29 de noviembre.
Acuerdo de diésel entre Rusia y EE. UU.: un nuevo factor para el mercado de productos petroleros
El mercado de productos petroleros sigue respondiendo al acuerdo alcanzado el 9 de octubre durante la conversación telefónica entre los presidentes de Rusia y EE. UU. El Departamento del Tesoro de EE. UU. ha emitido una licencia que debilita temporalmente las sanciones sobre el diésel ruso. Los parámetros del acuerdo son:
- más de 300 mil toneladas de diésel para los mercados estadounidense y mundial en octubre;
- 500 mil toneladas más en noviembre y luego alrededor de 1 millón de toneladas;
- a largo plazo, hasta 3 millones de toneladas al mes dependiendo del estado de las refinerías rusas.
Moscú está levantando prematuramente las restricciones a la exportación de diésel. Para las empresas petroleras rusas, esto representa ingresos adicionales en divisas y un incentivo para las refinerías. Para Washington, es una herramienta para reducir los precios de los combustibles antes de las elecciones al Congreso. La diplomacia europea ha criticado el acuerdo y ha anunciado nuevas sanciones. Queda la cuestión de la viabilidad: tras los ataques a las refinerías durante el verano, parte de la capacidad de refinación aún se está recuperando.
"Tregua energética": una pausa frágil para la infraestructura
El 11 de octubre, Donald Trump anunció la entrada en vigor de la "tregua energética" entre Rusia y Ucrania —el rechazo mutuo de ataques a la infraestructura energética. El Kremlin calificó la idea como positiva, aunque no se publicaron condiciones oficiales. Sin embargo, los ataques a las instalaciones energéticas ucranianas continuaron el 12 de octubre, y solo el 13 se registró el primer día sin estos ataques. Para los participantes del mercado energético, la estabilidad de esta pausa es crítica: los ataques a las refinerías se han convertido en uno de los factores del déficit mundial de diésel en 2026.
Gas y GNL: Europa entra al invierno con déficit de reservas
El mercado de gas europeo es el segmento más tensionado de la energía mundial. Los futuros en el hub TTF alcanzaron los €86–87 por MWh, el máximo desde diciembre de 2022; el aumento en un año es de aproximadamente el 170%. Las razones:
- la caída de las exportaciones de GNL de Catar tras el daño a las instalaciones de Ras Laffan;
- la capacidad de almacenamiento subterráneo de la UE está alrededor del 73% con una norma estacional de aproximadamente el 90%;
- la intensa competencia con Asia por partidas libres de gas natural licuado.
Parte de los analistas mantiene un pronóstico moderado —alrededor de €56 por MWh en el cuarto trimestre, gracias a la aceleración del almacenamiento. Sin embargo, las limitaciones físicas en el mercado de gas no se eliminan con declaraciones diplomáticas. Es notable que las entregas de GNL ártico ruso a puertos europeos han aumentado aproximadamente un 9,5% en los nueve meses.
Carbón: el regreso del combustible principal en Asia
La escasez de GNL ha hecho del carbón el principal beneficiario de la crisis. El carbón energético Newcastle se cotiza en torno a $149–150 por tonelada, cerca de los máximos de tres años, con un aumento de más del 40% en un año. Con el precio del GNL en Asia alrededor de $25 por MMBtu, el carbón de alta calidad cuesta aproximadamente un 80% menos para las empresas generadoras. La AIE espera una demanda mundial récord de carbón en 2026: China, India, Japón, Corea del Sur y parte de Europa están aumentando la generación de carbón. El cuarto trimestre es tradicionalmente el pico de las importaciones, por lo que las exportaciones de carbón podrían aumentar significativamente a finales de año. En India, el número de plantas de energía con reservas de combustible por debajo del 25% de la norma alcanzó 85 para el 1 de octubre.
FER y electricidad: récords de generación y problema de redes
La transición energética continúa incluso en medio del choque de petróleo y gas. En 2025, las fuentes de energía renovable superaron por primera vez el carbón en la generación eléctrica mundial en un siglo. Nuevos récords:
- Australia: el 11 de octubre la generación en paneles solares en el principal sistema eléctrico del país alcanzó los 17,5 GW, y la participación de la energía solar en el consumo fue del 72%;
- India: la producción solar diaria estableció un nuevo récord el 30 de septiembre;
- EE. UU.: en mayo, la generación solar superó por primera vez a la generación de carbón.
El lado negativo es el récord de limitaciones en la producción de FER y precios negativos de electricidad en horas de mayor sol. Esto confirma que las inversiones en sistemas de almacenamiento de energía y en la infraestructura de redes eléctricas se convierten en un tema clave para las empresas energéticas.
Mercado de combustibles ruso: estabilización bajo control del regulador
El mercado interno de productos petroleros en Rusia permanece en una fase de estabilización inestable:
- el precio minorista promedio de la gasolina es de 78,73 rublos por litro y el diésel de 86,72 rublos;
- desde principios de año, la gasolina ha aumentado un 21%, superando considerablemente la inflación general;
- en la bolsa, el AИ-92 ha bajado a 69,4 mil rublos por tonelada en la última semana, mientras que el AИ-95 ha aumentado a 70,9 mil rublos;
- la FAS ha firmado acuerdos de precios de combustible con 35 regiones.
El principal riesgo son las reparaciones no planificadas en las refinerías: la expansión de las exportaciones de diésel requiere equilibrar las obligaciones externas con el pleno abastecimiento del mercado interno.
Lo que es importante para inversores y participantes del mercado energético
- Petróleo: la prima geopolítica se mantiene; el rango base del Brent es de $100–110 con riesgo de picos en los ataques a la infraestructura del Golfo Pérsico.
- Productos petroleros: el diésel sigue siendo el producto más escaso; los suministros rusos y las reservas estratégicas de la AIE pueden reducir parcialmente la prima.
- Gas: los precios europeos son sensibles al clima y a las tasas de inyección; un invierno frío puede empujar el TTF por encima de €100.
- Carbón: se mantiene el apoyo a los precios hasta fin de año en medio de un pico estacional en la demanda en Asia.
- Fechas clave: reunión de la OPEP+ el 1 de noviembre y datos sobre reservas de petróleo y gas en EE. UU. y Europa.
La energía mundial en otoño de 2026 vive en un estado de choque simultáneo de oferta y contracción de la demanda. Para las empresas petroleras y gasísticas, es un período de altos ingresos y mayores riesgos; para los consumidores, es tiempo de energía cara; y para el sector de FER y almacenamiento, es una ventana para el crecimiento acelerado.
