Mercado de petróleo: Brent alrededor de $92, WTI alrededor de $85 — pausa tras el rally
Los precios del petróleo finalizaron el lunes con una caída de más del 2%: el Brent cerró cerca de $92 por barril, y el WTI se cotiza alrededor de $85. Esta es la primera corrección notable después de dos semanas de aumento, durante las cuales el mercado incorporó en el precio las estancadas negociaciones sobre el estrecho de Ormuz y los ataques a buques en los golfos Pérsico y de Omán. En relación con el nivel previo a la guerra (alrededor de $71 por Brent a finales de febrero), la prima por riesgo geopolítico sigue siendo de alrededor del 30%.
Principales factores de la dinámica de precios para hoy:
- Factor sancionador: el mercado espera detalles sobre nuevas restricciones de EE. UU.; el endurecimiento de la presión sobre los compradores de petróleo iraní podría reducir la oferta, pero al mismo tiempo aumenta el riesgo de escalada en el estrecho.
- Flujos físicos: el tránsito por el estrecho de Ormuz sigue siendo varias veces inferior al nivel previo a la guerra de aproximadamente 110 buques al día; según datos de seguimiento, en algunos días se registran desde uno hasta varios decenas de pasajes, mientras que cientos de petroleros esperan en las costas.
- Pronóstico de la EIA: la Administración de Información Energética de EE. UU. espera un precio promedio del Brent de alrededor de $85 en el tercer trimestre y aproximadamente $87 al cierre de 2026; se prevé que el regreso de la producción de Oriente Medio a los niveles previos a la guerra no se produzca antes de principios de 2027, manteniéndose una caída de aproximadamente 0.6 millones de barriles/día hasta finales del próximo año.
- Inventarios: el martes por la noche se publicará el informe del API, y el miércoles los datos de la EIA; los inventarios comerciales de petróleo en EE. UU. se mantienen por debajo de la media de cinco años, lo que apoya la estructura temporal del mercado.
"Paria Económico": EE. UU. lleva el conflicto con Irán a la esfera financiera
El 24 de agosto, el secretario del Tesoro de EE. UU., Scott Bechtel, presentó una campaña que la misma administración llamó "Día D Económico". Su objetivo es "cortar todas las líneas de vida económicas" del régimen iraní y lograr la reanudación de la navegación a través del estrecho de Ormuz sin una nueva ronda de ataques aéreos. Elementos clave del paquete:
- Definiciones de sanciones sectoriales en cinco áreas, consideradas "vitales" para Teherán: activos digitales, tecnologías, oro, aviación y transporte marítimo.
- Más de 60 entidades legales y personas, así como buques, incluidos en las listas OFAC, que incluyen una red de corredores y un "flotilla sombría", que operaban a través de los Emiratos Árabes Unidos, 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 específico para reducir lazos, tras el cual seguirán medidas unilaterales.
- Promesa de una gran decisión sancionadora contra una institución financiera no identificada antes del final de la semana.
El golpe más severo se ha pospuesto por ahora: Bechtel calificó el anuncio como un "disparo de advertencia", y el presidente Trump está llamando personalmente a líderes mundiales con "peticiones concretas". En la zona de riesgo, según los expertos, están China, India, Turquía, Irak y los Emiratos Árabes Unidos. Teherán respondió prometiendo una respuesta "sísmica", y el ministerio de finanzas de Irán declaró su total disposición para nuevas restricciones. Para el mercado petrolero, la pregunta crucial es si Washington se atreverá a sancionar a los bancos chinos: precisamente China sigue siendo el principal comprador de petróleo iraní, aunque el bloqueo marítimo ya ha reducido su importación desde Irán a aproximadamente 340,000 barriles/día, en comparación con 1.14 millones en marzo.
Estrecho de Ormuz: ataque a un petrolero 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 petrolero a aproximadamente nueve millas náuticas de la costa de Omán: se dañó el departamento de maquinaria, la tripulación no resultó herida y se están evaluando las consecuencias ambientales. El incidente confirma: a pesar de las declaraciones de EE. UU. sobre el "control total" del estrecho, la seguridad de la navegación no se ha restablecido.
La vía diplomática se mantiene. Irán y Omán continúan discutiendo un 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 el levantamiento del bloqueo marítimo de EE. UU. y el reconocimiento de su derecho a regular (y cobrar) el tránsito de buques, y Washington exige libertad de navegación. El memorando del 17 de junio ya se colapsó una vez en julio, por lo que el mercado evalúa la posibilidad de un avance rápido con cautela.
OPEP+: cuotas restauradas, producción física no
El aumento de septiembre de cuotas en 188,000 barriles/día finalizó 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 Emiratos Árabes Unidos se retiraron de la OPEP en mayo) han dejado claro que, hasta fin de año, las cuotas probablemente se mantendrán sin cambios. Se espera la próxima decisión para octubre el 6 de septiembre.
El matiz crucial para los inversores: las cuotas en papel y la producción real se han separado. Debido al cierre del estrecho, a los ataques a la infraestructura y a las paradas obligatorias, la producción real de OPEP+ sigue siendo varios millones de barriles al día por debajo del nivel de febrero. Por esta razón, los analistas advierten: una vez que los flujos se normalicen, la alianza tendrá que gestionar no la escasez, sino el potencial superávit.
Gas y GNL: TTF por encima de €65/MWh en medio de la lentitud de la inyección en almacenamiento subterráneo
El mercado europeo del gas sigue siendo el segmento más tenso del sector energético. Los futuros de septiembre en el hub TTF se cotizan cerca de €65/MWh — el máximo desde enero de 2023 y más de un 20% por encima del nivel de hace dos semanas. Las razones:
- Deficiencia de GNL de Qatar: los envíos desde el Golfo Pérsico a través del estrecho de Ormuz son poco frecuentes, QatarEnergy no se apresura a regresar a la programación completa.
- Bajos inventarios: los averías de almacenamiento subterráneo de la UE estaban al 61.4% el 17 de agosto, en comparación 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: las temperaturas anormales aumentaron la demanda de gas para generación, y la producción de energía hidroeléctrica alcanzó mínimos récord, lo que intensificó la presión sobre las plantas de gas.
- Competencia con Asia: el precio spot del GNL JKM se mantiene alrededor de $21+/MMBtu; Japón, Corea y Taiwán están parcialmente cubriendo 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 alrededor de 122,5 mil millones de pies cúbicos al día; la diferencia entre el gas estadounidense y el mundial sigue justificando la ola de inversiones en terminales de GNL de exportación.
Electricidad y REN: generación solar récord salva las redes
El verano de 2026 se convirtió en una prueba de estrés para los sistemas energéticos de Europa. En junio y julio, la producción hidroeléctrica en la UE cayó a su mínimo en al menos una década, Francia redujo la capacidad de sus centrales nucleares debido al sobrecalentamiento de los ríos, y los precios interdiarios en Francia y Alemania durante las horas pico superaron los €300/MWh, mientras que en el sureste de Europa alcanzaron los €700/MWh. A pesar de ello, las redes resistieron gracias a la generación solar récord: en los días picos de calor, la producción de las estaciones solares estuvo un 17% por encima de lo habitual. La principal conclusión de los reguladores es que el déficit se produce en las horas de la tarde, por lo que se están acelerando las inversiones en acumuladores: Gran Bretaña subsidia 7.6 GW de baterías a largo plazo, y España podría triplicar la capacidad de los sistemas de almacenamiento para finales de año.
En EE. UU., la energía eólica y solar en el primer semestre superó por primera vez al carbón y la energía nuclear juntos, aportando el 20% de la producción; la generación solar creció un 21%, la hidroeléctrica un 9% y la eólica un 6%. La demanda de los centros de datos sigue siendo el motor del crecimiento, aunque Texas ha detenido la aprobación de nuevos sitios.
Carbón: Newcastle alrededor de $130 por tonelada, Asia cubre los riesgos de GNL
El carbón energético de Newcastle se ha estabilizado alrededor de $130/ton tras un promedio de $144 en junio. La presión sobre los precios proviene de la desaceleración de la demanda en China debido a un verano lluvioso y al aumento de la producción nacional de India (+7.5% a/a en julio, hasta 69.75 millones de toneladas). La seguridad energética brinda apoyo: Japón, Corea del Sur y Taiwán aumentan las compras de carbón como seguro contra interrupciones en el suministro de GNL. El consenso para el tercer trimestre es alrededor de $130/ton con una reducción gradual hacia $120 en 2027; el carbón metalúrgico se mantiene cerca de $240/ton en medio de restricciones en China.
Rusia: exportación de petróleo a Asia en récords, mercado interno de combustibles en modo manual
La exportación de petróleo ruso se redirige hacia el Este. En julio, China compró el 50% del crudo ruso, e India el 37%; las refinerías indias importaron un récord de 2.8 millones de barriles/día — 55.5% de todas las importaciones del país. El precio promedio de Urals en julio fue de aproximadamente $60 por barril — por encima del nuevo límite del G7 y la UE de $44.10, vigente desde febrero. Las compras chinas de cargamentos marinos rusos aumentaron un 28% en un mes: las refinerías compensan los barriles del Medio Oriente que faltan.
El mercado interno de productos derivados del petróleo atraviesa una segunda ola de crisis:
- la prohibición de la exportación de gasolina se ha extendido hasta el 31 de enero de 2027; la restricción sobre el diesel se mantiene hasta el 1 de septiembre, y aún no se ha tomado una decisión sobre su extensión para los productores;
- el viceprimer ministro Alexander Novak informó sobre el regreso a la operación de varias refinerías tras reparaciones y confirmó que la sede federal se reúne dos veces a la semana;
- el déficit se cubre con importaciones (ha ingresado gasolina india al mercado) y la producción de combustibles de clases ecológicas K-2 a K-4, cuya proporción no superará el 10%;
- en el sur, incluyendo la región de Krasnodar, las compañías petroleras establecen límites de suministro de combustible en plena temporada turística;
- se está considerando la prohibición de la exportación de hidrocarburos aromáticos — materia prima para componentes de alto octanaje.
Qué observar el 26 de agosto: calendario para los participantes del mercado de energía
- Detalles de las sanciones de EE. UU. — lista de países que recibieron "plazos" y decisión anunciada sobre la institución financiera.
- Investigación sobre el ataque al petrolero cerca de la costa de Omán y la reacción de los aseguradores y propietarios de buques.
- Progreso de las negociaciones Irán - Omán sobre el protocolo de navegación en el estrecho de Ormuz.
- Datos semanales del API sobre inventarios de petróleo y productos derivados en EE. UU.
- Dinamismo de la inyección en almacenamiento subterráneo en Europa y cotizaciones de TTF en el contexto de la continuación de la temporada de inyecciones.
- Preparativos para la reunión de OPEP+ el 6 de septiembre: señales de una pausa en el aumento de cuotas.
En resumen: el mercado de petróleo se encuentra equilibrando entre dos escenarios: una presión financiera exitosa que llevaría a la apertura del estrecho y a una caída del Brent a $80-85, y una escalada que devolvería los precios a cifras de tres dígitos de la primavera. El mercado del gas en Europa, de todos modos, entra en la temporada de calefacción con menos margen de seguridad que el año pasado, y la transición energética recibe un impulso adicional de la generación solar récord y de inversiones en acumuladores. Lea el análisis diario sobre el mercado de energía en el canal de Telegram Open Oil Market.
