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

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

El complejo mundial de combustible y energía ingresará al fin de semana en un estado de máxima tensión en los últimos cuatro años. La escalada del conflicto entre Estados Unidos e Irán, que se ha expandido desde el estrecho de Ormuz hasta el mar Rojo, ha llevado a los precios del petróleo Brent por encima de la barrera psicológica de $100 por barril por primera vez desde mayo, mientras que el gas europeo en el hub TTF alcanza máximos desde enero de 2023. Al mismo tiempo, se han suspendido las entregas de petróleo kazajo a través del consorcio del oleoducto del Caspio y el mercado interno ruso de productos petroleros comienza a salir de la aguda fase de escasez. A continuación, se presenta un análisis exhaustivo de los eventos clave en los sectores del petróleo y gas, carbón y electricidad para inversores y participantes del mercado energético.

Mercado del petróleo: la prima por riesgo geopolítico ha regresado a las cotizaciones

El mercado del petróleo vive su quinta semana en modo de reacción a los informes militares. El salto por encima de $100 en Brent ocurrió tras los informes de ataques a dos petroleros saudíes en el mar Rojo y declaraciones de la disposición de Estados Unidos para llevar a cabo un gran ataque contra Irán. Esto se ha convertido en la culminación de un rally, durante el cual el sector de materias primas ha ganado más del 30% en tres semanas.

Factores que impulsan las cotizaciones al alza

La reducción física del tráfico a través del estrecho de Ormuz, por donde tradicionalmente transita aproximadamente una quinta parte del comercio mundial de petróleo.
La amenaza de un bloqueo del estrecho de Bab-el-Mandeb — una ruta alternativa para la exportación saudí evitando Ormuz.
La interrupción de los cargamentos de petróleo kazajo en el mar Negro, que elimina del mercado más del 1% de la oferta mundial.
Los agotados inventarios comerciales de petróleo y productos petroleros en los países de la OCDE tras la fase de conflicto de primavera.
El aumento del costo del flete y el seguro, que se traduce en precios finales para las refinerías.

Factores que limitan el crecimiento

Caminos diplomáticos: los informes sobre los intentos de Pakistán, con el apoyo de China, para reanudar las negociaciones entre Estados Unidos e Irán retiraron instantáneamente del mercado alrededor del 5% de la prima.
Interés de China en la desescalada: las interrupciones en el Golfo Pérsico afectan los intereses del mayor importador de petróleo del mundo.
Capacidades ociosas de OPEP+ y la continua recuperación de cuotas.

Las proyecciones son extraordinariamente diversas. En RBC Capital Markets sugieren que, con una mayor escalada, Brent podría superar el pico de 2022 de $128 por barril. En UBS, por el contrario, esperan un retroceso a $85 para fin de año, subrayando que la recuperación de la producción en el Oriente Medio avanza más lentamente de lo que espera el mercado, lo que mantendrá el equilibrio en el mercado petrolero en déficit.

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

La alianza continúa la recuperación gradual de la producción. La cuota de julio del "grupo de ocho" fue de 30.633 millones de barriles por día, que representa un aumento de más de 1 millón de barriles por día en comparación con junio; la reducción mensual se mantiene en 188.000 barriles por día. La política general de la alianza está confirmada hasta el 31 de diciembre de 2026, y el nivel máximo permitido de producción se ha fijado en 39.725 millones de barriles por día. Al mismo tiempo, se continúa evaluando las capacidades máximas de producción de los participantes, que formará la base de las cuotas básicas para 2027.

El problema clave de OPEP+ hoy no son las cuotas en papel, sino la logística: una parte significativa de las capacidades ociosas se encuentra en los países del Golfo Pérsico y depende físicamente precisamente 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 grupo manejable de la oferta.

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

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

Recortes en el suministro de GNL de Catar y restricciones a las exportaciones desde el Golfo Pérsico;
Reorientación de cargamentos de GNL de Estados Unidos hacia mercados asiáticos con precios más altos;
Calor anómalo en Europa, que incrementa la demanda de electricidad para aire acondicionado y, por ende, de gas en la generación;
Aumento de las tarifas de flete y seguros en rutas a través de zonas de conflicto.

El principal proveedor de gas a Europa, la compañía Equinor, advirtió que es muy probable que la región no alcance el objetivo de llenar las instalaciones de gas subterráneo al 80% para el inicio de la temporada de calefacción. El retraso en las tasas de inyección respecto a la norma de cinco años hace que el invierno 2026-2027 represente un riesgo significativo para la industria europea. Una dimensión adicional del problema es inflacionaria: frente a la conmoción energética, el BCE mantuvo la tasa de depósito en un 2.25% el 23 de julio, aunque una parte significativa de los economistas espera un nuevo aumento antes del final del año.

Consorcio del oleoducto del Caspio: impacto en la exportación de Kazajistán

El 19 de julio, el CTC suspendió la carga de petróleo en el terminal marítimo cerca de Novorossiysk tras los ataques de drones a dos petroleros. Desde el 21 de julio, Kazajistán detuvo el bombeo de crudo hacia el sistema del consorcio: los armadores se niegan a enviar barcos al terminal. El CTC proporciona aproximadamente el 80-90% de las exportaciones de petróleo kazajo y más del 1% de la oferta mundial de petróleo; en 2025, alrededor de 63 millones de toneladas de crudo transitaron por el sistema.

El 23 de julio, el Ministerio de Energía de Kazajistán confirmó la reducción forzada de la producción diaria para evitar el desbordamiento de los tanques. Una parte de los volúmenes se redirige a través del oleoducto Bakú-Tiflis-Ceyhan, pero su capacidad no puede compensar completamente la caída de las exportaciones. Para las refinerías europeas, orientadas al tipo CPC Blend, esto significa la necesidad urgente de buscar cargamentos alternativos de petróleo ligero con bajo contenido de azufre.

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

El mercado interno de productos petroleros de la Federación Rusa está viviendo el verano más complejo en años recientes. La escasez de gasolina y diesel, observada desde finales de mayo, fue provocada por una combinación de factores: paradas no programadas en las refinerías, picos estacionales en la demanda durante el período de vacaciones y la campaña de cosecha, así como limitaciones logísticas en las regiones del sur.

El conjunto de medidas adoptadas incluye:

Prohibición total de exportación de gasolina, diesel, fuelóleo, queroseno 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;
Anulación del arancel de importación y aumento de la importación de productos petroleros desde Bielorrusia;
Carga máxima de las capacidades existentes, reducción de los tiempos de reparaciones actuales y postergación de las programadas;
Involucramiento del potencial de refinerías medianas y pequeñas.

El 21 de julio, el viceprimer ministro Alexander Novak declaró que el mercado ha comenzado a estabilizarse, señalando que en algunas regiones la situación se está resolviendo "de manera manual y puntual". La prioridad se ha dado al suministro de agricultores durante la campaña de cosecha y al aprovisionamiento en el norte. La FAS ha iniciado 15 casos contra participantes del mercado, y el 23 de julio, el Ministerio de Energía y las compañías petroleras fueron instruidos a trabajar en la cancelación de los límites regionales sobre la venta de combustible de menos de 50 litros — señal de 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 presenta una amplitud inusual. En abril y mayo, en el pico de la crisis en Oriente Medio, Urals en las entregas a India y China se comercializó con premium respecto a Brent, reflejando una aguda escasez de variedades con contenido de azufre. En junio y julio, las cotizaciones volvieron a cotizar con un descuento en el rango de $2 a $3 por barril, en medio de la reducción de la actividad de los procesadores asiáticos y el estrechamiento de los márgenes de las refinerías chinas independientes. El actual aumento de los precios de referencia mejora nuevamente los ingresos por exportaciones, sin embargo, la infraestructura sancionadora —restricciones en el flete, seguro y pagos— sigue manteniendo los precios de venta por debajo de los indicadores de mercado.

Mercado del carbón: un regreso en medio de la escasez de GNL

El carbón regresa a la agenda de la energía global como el combustible de última instancia. El carbón energético australiano Newcastle se comercializa alrededor de $130 por tonelada. La caída en el suministro 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 alcanzar aproximadamente 70 millones de toneladas, y en caso de reanudación de combates a gran escala, hasta 90 millones de toneladas.

Japón se ha convertido en el líder en el aumento de la generación de carbón, donde la producción en las centrales térmicas de carbón está creciendo a tasas de dos dígitos mientras que la generación de gas se está reduciendo. Corea del Sur y Taiwán también aumentan la carga de las capacidades de carbón. Por el contrario, India está limitando las importaciones debido al crecimiento de su propia producción y altos niveles de inventario, mientras que China se mantiene relativamente protegido gracias a la baja proporción de gas en su balance energético. Es notable que las principales compañías 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

El paradoja de 2026 es que el shock energético no ha frenado, sino acelerado la transición energética. Según la reciente actualización de las proyecciones de la Agencia Internacional de Energía, la demanda mundial de electricidad aumentará un 3.6% en 2026 y un 3.8% en 2027 — de 28.600 TWh en 2025 a 30.700 TWh en 2027. Los impulsores son la industria, el transporte eléctrico, el aire acondicionado y los centros de datos.

Los puntos clave de la previsión de generación son:

La generación renovable en 2026 superará por primera vez en la historia a la generación a partir de carbón a nivel global.
La producción de energías renovables crecerá más de un 8%, y su participación en la generación mundial aumentará del 33% en 2025 al 37% en 2027.
La generación solar añadirá alrededor de 600 TWh y superará a la eólica, convirtiéndose en la segunda fuente de energía renovable después de la hidroeléctrica.
Se espera que la demanda de electricidad en India aumente un 7%; el país ha superado por primera vez la marca de 100 GW de generación renovable intermitente.

El panorama de inversiones confirma la tendencia: se estima que las inversiones totales en energía a nivel mundial en 2026 alcanzarán los $3.4 billones, de los cuales aproximadamente $2.2 billones se destinarán a tecnologías bajas en carbono y infraestructura de redes eléctricas. Las energías renovables reciben alrededor de $665 mil millones, incluyendo $365 mil millones en energía solar — prácticamente $1 mil millones diarios, $200 mil millones en energía eólica y $75 mil millones en hidroenergía. 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 sencilla: la generación propia es una forma de seguro ante los shocks 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 define no por el equilibrio entre oferta y demanda, sino por evaluaciones probabilísticas de escenarios bélicos. Las conclusiones prácticas para inversores, compañías de combustibles y petróleo son:

La cobertura se ha vuelto obligatoria. La amplitud de movimientos del 5-7% por sesión convierte las posiciones no cubiertas en petróleo, gas y productos petroleros en una fuente de riesgo inaceptable.
El margen de refinación está bajo presión de ambos lados. El aumento del costo de las materias primas junto con restricciones administrativas o competitivas en los precios al por mayor comprimen los márgenes de las refinerías.
La logística es más importante que la geología. Ormuz, Bab-el-Mandeb y Novorossiysk han demostrado que el coste por barril hoy se determina por la capacidad de paso de los cuellos de botella, y no por el volumen de reservas en el subsuelo.
El carbón y la energía nuclear obtienen una prima por su previsibilidad. Los activos con un horizonte contractual largo y una base de recursos interna se revalorizan al alza.
El riesgo invernal en Europa no se ha eliminado. La demora en el llenado de las instalaciones de almacenamiento subterráneo crea el potencial para un nuevo salto de precios en TTF en el cuarto trimestre.

Las próximas referencias para el mercado son la dinámica de la pista diplomática en torno a Irán, la reanudación de los cargamentos del CTC, las tasas de inyección de gas en los depósitos europeos y la próxima decisión de OPEP+ sobre las cuotas. Cualquiera de estos eventos puede mover las cotizaciones $5 a $10 por barril en una sola sesión. Los inversores y participantes del mercado energético deben considerar que la alta volatilidad en el sector del petróleo, gas y energía se mantendrá al menos hasta finales del tercer trimestre de 2026.