Lo más importante para la mañana del miércoles, 29 de julio de 2026
- Petroleo. Los futuros más cercanos de Brent se negocian alrededor de $86–87 por barril, WTI cerca de $81. Al cierre del lunes, ambas referencias perdieron aproximadamente un 8% — la caída más fuerte en un solo día en varios meses.
- Geopolítica. EE. UU. ha suspendido una serie de ataques nocturnos contra Irán; Washington habla de una "pausa para negociaciones", aunque Teherán aún no ha confirmado concesiones.
- Logística. La exportación neta de petróleo y productos petroleros a través del estrecho de Ormuz en la semana que terminó el 24 de julio promedió alrededor de 2,9 millones de barriles por día, comparado con 5,9 millones de barriles por día la semana anterior.
- Gas. El precio spot del TTF alcanzó aproximadamente ~$744 por mil m³, en comparación con ~$532 de promedio en junio — el máximo desde diciembre de 2022.
- Electricidad y energías renovables. La generación solar ha proporcionado por primera vez alrededor del 25% de la producción de electricidad en la UE, superando a la energía nuclear, gas y viento.
- Rusia. La prohibición de exportación de gasolina se ha extendido hasta finales de 2026, y el tope de importación se ha extendido al diésel.
Petróleo: el mercado responde a la disminución de la prima geopolítica
La cuestión central del mercado del petróleo es la velocidad a la que se disipa la prima geopolítica. El 23 de julio, Brent alcanzó un máximo de seis semanas en medio de la duodécima noche consecutiva de ataques de EE. UU. a objetivos iraníes y un aumento de tensiones en el Mar Rojo. Después de los informes sobre la suspensión de los ataques, los precios abrieron la semana con una caída: primero a $86,8, y luego por debajo de $85 — por primera vez desde el 17 de julio. Para la tarde del lunes, el mercado recuperó parte de las pérdidas, sin embargo, el martes continuó el descenso, y durante martes y miércoles, el petróleo se mantuvo cerca de los mínimos de tres semanas.
Fundamentalmente, el mercado se ve afectado por tres fuerzas:
- Esperanza diplomática. La pausa en los ataques es interpretada por los comerciantes como una ventana para un acuerdo y como un presagio para la desbloqueo de la navegación.
- Déficit físico. Las entregas a través de Ormuz siguen siendo la mitad de lo normal, y las tarifas de seguro para los barcos en la zona de riesgo son mucho más altas que antes de la guerra.
- Regreso de la oferta. El regreso parcial de los barriles iraníes al mercado intensifica la competencia por los compradores asiáticos y presiona los diferenciales.
Los analistas de bancos de inversión habían elevado anteriormente la proyección para Brent en 2026 a $85, previendo interrupciones prolongadas en el estrecho. La actual desescalada convierte este objetivo más en un límite superior que en uno inferior.
Estrecho de Ormuz y Mar Rojo: el cuello de botella del sector energético mundial
Antes del conflicto, aproximadamente una cuarta parte del comercio marítimo de petróleo y cerca del 20% del GNL mundial pasaban por el estrecho de Ormuz. Hoy, el movimiento se ha recuperado solo parcialmente: los petroleros navegan predominantemente por el corredor norte a lo largo de la costa iraní, y las tasas de bombeo son inestables de una semana a otra.
Paralelamente, se ha agudizado la segunda ruta. Los hutíes de Yemen anunciaron un ataque contra el oleoducto "Este-Oeste" que conecta los yacimientos de Arabia Saudita con el puerto de Yanbu en el Mar Rojo, así como contra la infraestructura en la zona de Jazan. Este oleoducto es la principal ruta alternativa en caso de bloqueo de Ormuz, por lo que cualquier interrupción prolongada en su funcionamiento devuelve instantáneamente la prima de riesgo a los precios del petróleo y fletes.
OPEP+: cuotas en aumento, producción real rezagada
Formalmente, la alianza continúa su curso de suavización de restricciones. El techo combinado del "grupo de siete" de los principales participantes en julio se ha elevado a 30,633 millones de barriles por día, comparado con 29,548 millones de barriles por día en junio. Sin embargo, los volúmenes reales están lejos de lo permitido:
- Arabia Saudita produjo aproximadamente 3,44 millones de barriles por día menos que su cuota;
- Iraq — 2,38 millones de barriles por día menos;
- Kuwait — 1,18 millones de barriles por día menos;
- Rusia en junio produjo 8,928 millones de barriles por día, 834 mil barriles por día por debajo del plan;
- Kazajistán, por el contrario, excedió su cuota en más de 1,15 millones de barriles por día.
La falta de cumplimiento de los participantes de Oriente Medio no se debe a la falta de disciplina, sino a la incapacidad física para exportar crudo. La salida de los EAU de la OPEP y OPEP+ desde el 1 de mayo ha reducido aún más la gobernabilidad del acuerdo. La conclusión práctica para el mercado es que la alianza ha acumulado un significativo potencial exportador "dormido", que se desbordará en la oferta tan pronto como se normalice la navegación — este es el principal factor bajista a mediano plazo para el petróleo.
Gas y GNL: Europa paga por rezago en el almacenamiento
El mercado europeo del gas se mueve en dirección opuesta al petróleo. Para el 19 de julio, los depósitos subterráneos de la UE estaban llenos en aproximadamente un 54% (alrededor de 57,7 mil millones de m³) — casi 16 puntos porcentuales por debajo del promedio de los últimos cinco años. Las tasas de inyección se están desacelerando: en junio, la inyección diaria era de aproximadamente 308 millones de m³, en julio alrededor de 270 millones de m³ en comparación con 338 millones de m³ el año anterior.
Por qué sube el precio del gas
- La importación de GNL en julio podría descender a aproximadamente 6,5 millones de toneladas — el mínimo en dos años, y alrededor de una cuarta parte menos en comparación con el año pasado;
- Asia está recomprando partidas libres: para la región Asia-Pacífico esto es cuestión de consumo inmediato, para la UE — de reservas;
- Qatar está restableciendo las exportaciones desde Ras Laffan solo gradualmente y promete devolver la mayor parte de sus capacidades dentro de dos meses tras la plena apertura del estrecho;
- A partir del 1 de enero de 2027 entra en vigor la prohibición de la UE sobre la importación de GNL ruso bajo contratos a largo plazo, y de gas por gasoducto — a partir del 30 de septiembre de 2027.
Según estimaciones conservadoras, para principios de noviembre, los PCHG de la UE podrían alcanzar solo un ~75% de llenado — cerca del mínimo histórico. Esto mantiene la prima en los contratos de invierno y hace que la industria europea sea estructuralmente vulnerable por otro período de calefacción.
Carbón: corrección tras la escalada
El mercado del carbón está ajustando la volatilidad del petróleo y el gas con un desfase. A mediados de julio, los índices europeos del carbón energético se fortalecían por encima de $118 por tonelada siguiendo a los precios del petróleo y del gas; sin embargo, la semana pasada, los precios se corrigieron a la baja en Europa, China y Australia. Las existencias en los nueve principales puertos de China se mantienen alrededor de 29 millones de toneladas, lo que limita el potencial de crecimiento.
Para los exportadores rusos, la imagen es ambigua. El transbordo a través de los puertos del Mar Negro y de Azov en la primera mitad del año creció un 21,5%, hasta 13,9 millones de toneladas, apoyando la exportación total. Sin embargo, las sanciones, las altas tarifas ferroviarias y el fortalecimiento del rublo están comprimiendo el margen, y la competencia por los mercados turco y asiático se intensifica. La guía a largo plazo está marcada por el plan quinquenal de desarrollo energético de China para 2026-2030: se prevé que la demanda de carbón y petróleo alcance su punto máximo en los próximos cinco años, después de lo cual pasarán a ser fuentes de reserva.
Electricidad y energías renovables: récord de sol y noches costosas
En junio, las plantas solares proporcionaron por primera vez alrededor del 25% de la producción de electricidad en la Unión Europea, superando a la generación nuclear, gas y eólica; el máximo mensual fue alcanzado por 18 países de la UE al mismo tiempo. En ciertos días, la participación de las energías renovables en Alemania se acercó al 74%, con la generación solar alcanzando casi el 37,5%.
El lado opuesto de los récords es la creciente volatilidad de los precios de la electricidad. La falta de sistemas de almacenamiento provoca que el excedente diario se pierda, mientras que los picos nocturnos se cierran con costosa generación a gas y carbón. Un factor adicional son las limitaciones en las centrales nucleares francesas debido a la temperatura del agua en los ríos durante los periodos de calor. Para los inversores, esto desplaza el enfoque de la entrada de nuevas capacidades de energías renovables hacia las redes, baterías de almacenamiento y demanda flexible.
Rusia: mercado de combustibles, refinerías y tope de precios
El mercado interno de productos petroleros permanece bajo gestión manual. El paquete actual de medidas incluye:
- prohibición total de la exportación de gasolina, ampliado hasta finales de 2026;
- prohibición de exportaciones de diésel, combustible para barcos, queroseno y gasóleo;
- reducción de la norma de ventas obligatorias en las bolsas de gasolina del 15% al 10% por el período del 1 de julio al 30 de septiembre;
- máxima carga de las refinerías, reducción de los tiempos de reparación actuales y aplazamiento de los programados;
- tope de precios de importación, extendido desde julio a la gasolina y, tras la adopción de enmiendas al Código Fiscal, también al diésel y a los medios destilados (por un período hasta julio de 2027);
- eliminación de los aranceles de importación y aumento de suministros desde los países de la EEU.
También se está preparando un mecanismo de compensación por contratos directos al calcular las normas bursátiles — las autoridades esperan reducir el riesgo de déficits locales en las regiones.
Exportación de petróleo ruso: descuentos frente al presupuesto
Los volúmenes físicos de exportación de petróleo ruso se encuentran cerca de los máximos del año, pero la componente de precios está empeorando. El descuento de los Urales en la primera mitad de julio aumentó aproximadamente $3 por barril en comparación con junio; bajo condiciones FOB en los puertos del Báltico, el diferencial con el Brent Dated se valoraba en el rango de $25–28 por barril, frente a un promedio de cinco años de aproximadamente $19,8. El precio medio utilizado para calcular el impuesto sobre la extracción en julio fue de aproximadamente $50,4 por barril en comparación con $63,5 en junio.
Dado que el presupuesto se ha elaborado con base en un Urals de aproximadamente $59 por barril y el déficit ya supera considerablemente la proyección anual, la disminución de los precios en julio se reflejará en los ingresos fiscales en agosto. El regreso de los barriles iraníes al mercado indio intensifica la competencia y aumenta la probabilidad de más descuentos.
Qué deben monitorear los participantes en el mercado energético en las próximas sesiones
- Formato de las negociaciones entre EE. UU. e Irán: la confirmación de contactos directos puede llevar a Brent a un rango de $75–80.
- Dinamismo de la bombeo a través del Ormuz: el regreso a 5–6 millones de barriles por día será una señal del fin de la crisis de oferta.
- Los ataques hutíes a la infraestructura saudita: los ataques a Yanbu y el oleoducto "Este-Oeste" devuelven instantáneamente la prima de riesgo.
- Tasas de inyección de gas en los PCHG de la UE: el rezago en agosto significa un invierno costoso y un TTF alto.
- Recuperación de las exportaciones de GNL desde Qatar: factor clave para el equilibrio de Europa y Asia.
- Decisiones de la OPEP+ sobre cuotas para septiembre y la capacidad real de los participantes para cumplirlas.
- Precios bursátiles rusos de gasolina y diésel en medio de prolongadas prohibiciones de exportación y límites a la importación.
Resultado para los inversores y participantes del mercado energético: el petróleo entra en una fase de normalización de precios con la logística aún anormal, el gas sigue siendo el segmento más tenso de la energía mundial, el carbón se mueve en un rango lateral, y el sector eléctrico depende cada vez más de la flexibilidad de las redes, no de la capacidad instalada. Cualquiera de los puntos mencionados puede cambiar la configuración del mercado de materias primas y energía en una sola sesión.
