Noticias de petróleo y energía 18 de julio de 2026 — petróleo Brent, gas TTF, almacenamientos de Europa, OPEP+ y sanciones de la UE en el GNL

Noticias sobre petróleo, gas y energía del 18 de julio de 2026: Brent $84–85, bloqueo del estrecho de Ormuz, almacenamiento subterráneo de Europa al 49,7%, gas TTF a 50,6 €/MWh, Grecia bloquea el 21.º paquete de sanciones de la UE sobre GNL, crisis en el mercado de productos petroleros de Rusia, OPEP+, carbón y energías renovables

El mercado de energía entra en el fin de semana del 18 de julio de 2026 en un estado de tensión estructural que la energía mundial no había conocido desde la crisis de 2022. La reanudación del bloqueo marítimo en el Golfo Pérsico ha paralizado prácticamente la navegación a través del estrecho de Ormuz, el petróleo Brent se mantiene en torno a los $84–85 por barril, y los almacenes subterráneos de gas europeos están llenos en menos de la mitad, alcanzando un mínimo histórico para mediados de julio. Al mismo tiempo, Grecia ha bloqueado el 21.º paquete de sanciones de la UE debido a la prohibición del transporte de GNL ruso, y el mercado de combustibles en Rusia experimenta la mayor escasez de productos petroleros en años, con la refinación de petróleo cayendo al mínimo desde 2005. A continuación, se presenta un análisis detallado de los eventos clave en el sector de petróleo, gas y energía para inversores, participantes del mercado de energía, empresas de combustibles y de petróleo.

Mercado del Petróleo: Estrecho de Ormuz paralizado, pero precios estables

El principal paradoxo de este momento en el mercado mundial de petróleo es que un shock logístico sin precedentes no se traduce en un rally de precios. Al cierre de las operaciones del 16 de julio, las cotizaciones del Brent se situaron en $84,85 por barril, lo que representa una caída del 0,6% respecto a la sesión anterior. A pesar de esto, desde el inicio de 2026, el petróleo ha subido casi un 39%, y en comparación con los niveles de junio, ha aumentado alrededor del 2,6%.

Los factores clave que determinan la dinámica de las cotizaciones del petróleo son:

• Bloqueo de Ormuz. Tras nuevos ataques a objetivos militares en Irán y las respuestas de Teherán a las bases en el Golfo Pérsico, la navegación a través del estrecho se ha detenido casi por completo. Los datos de la Ais de barcos indican que los petroleros han dejado de pasar por aguas de Omán. EE.UU. reanudó el bloqueo marítimo a los barcos que se dirigían a puertos iraníes el 14 de julio.
• Corredor controlado. Una parte significativa de los analistas considera que la alternancia entre fases de escalada y desescalada mantiene el petróleo dentro de un rango de $75–90 por barril, y los participantes del mercado intentan evitar fluctuaciones más agudas.
• Factor monetario. La comprensión de que la Reserva Federal es poco probable que pase pronto a una política de flexibilización limita la liquidez esperada y presiona a toda la complejidad de las materias primas.
• Reservas. Según el Instituto Americano del Petróleo (API), las reservas comerciales de crudo en EE.UU. disminuyeron en la semana informada solo en 0,564 millones de barriles, frente a un pronóstico de consenso de reducción de 2,7 millones, lo cual es un factor moderadamente bajista.

Para las compañías petroleras y los inversores, la conclusión fundamental es la siguiente: el mercado del petróleo ha dejado de reaccionar a la geopolítica de manera lineal. La prima por riesgo ya está en gran medida incorporada en el precio, y un aumento adicional en las cotizaciones requiere no de titulares, sino de una disminución física de los volúmenes.

OPEP+ tras la salida de los EAU: cuotas aumentan, producción no

La configuración de la alianza petrolera ha cambiado fundamentalmente durante 2026. Los Emiratos Árabes Unidos salieron de la OPEP y de OPEP+ el 1 de mayo para aumentar su propia producción, lo que representó un duro golpe a la solidez institucional del acuerdo en los últimos años.

Cuotas de julio de 2026

1. Siete países clave de OPEP+ —Arabia Saudita, Rusia, Irak, Kuwait, Kazajistán, Argelia y Omán— han incrementado la cuota de julio en 188 mil barriles por día.
2. La cuota total de la alianza para julio se establece en 35,83 millones de b/d, sin tener en cuenta las compensaciones de los violadores del acuerdo.
3. La cuota de Rusia para julio se ha aumentado en 62 mil b/d, hasta 9,8 millones de b/d; Arabia Saudita ha tenido un aumento similar, llevando su plan hasta 10,353 millones de b/d.
4. El período de compensaciones por sobreproducción se ha ampliado hasta finales de 2026.

Discrepancia entre plan y hecho

La historia clave del mercado de petróleo a mediados de 2026 es la colosal discrepancia entre los volúmenes de producción autorizados y los volúmenes de producción reales. En junio, OPEP+ aumentó la producción en 1,18 millones de b/d en comparación con mayo, sin embargo, se quedó atrás de su propio plan en 7,1 millones de b/d. La discrepancia en cuotas por países individuales es la siguiente:

• Arabia Saudita — menos 3,444 millones de b/d respecto a la cuota;
• Irak — menos 2,382 millones de b/d;
• Kuwait — menos 1,176 millones de b/d;
• Rusia — menos 834 mil b/d (la producción real en junio se redujo en 61 mil b/d en comparación con mayo, hasta 8,928 millones de b/d);
• Kazajistán — excedió la cuota en 1,152 millones de b/d; Omán — en 126 mil b/d.

La discrepancia de los productores de Oriente Medio se relaciona directamente con el conflicto regional y la imposibilidad de exportar crudo. De hecho, las cuotas de OPEP+ han perdido su función como instrumento de control de la oferta: el mercado se equilibra no por decisiones de los ministros, sino por el estado de los estrechos y la infraestructura portuaria.

Pronósticos de la AIE y OPEP: demanda constante, oferta en duda

En el informe de julio, la Agencia Internacional de Energía es mucho más cautelosa a la hora de evaluar las perspectivas del mercado petrolero y ha reducido sus previsiones de suministro mundial de petróleo. Un mes antes, la agencia contemplaba que la recuperación del tránsito a través del estrecho de Ormuz permitiría aumentar la producción mundial en 2027 en aproximadamente 8 millones de b/d y crear un notable exceso de oferta. La revisión de esta hipótesis indica que el escenario de superávit se ha pospuesto.

OPEP, por el contrario, se muestra constructiva respecto a la demanda:

• se ha elevado la previsión de crecimiento de la demanda mundial de petróleo para 2027 a 1,94 millones de b/d, desde 1,73 millones de b/d;
• las expectativas de crecimiento de la economía mundial se han mantenido en 3,1% en 2026 y 3,2% en 2027;
• la previsión de producción fuera de OPEP+ para 2026 se ha incrementado en 10 mil b/d, alcanzando los 54,84 millones de b/d.

El marco a largo plazo también se mantiene inflacionario para las materias primas: según el viceprimer ministro de Rusia, Alexander Novak, la demanda global de petróleo seguirá creciendo al menos hasta 2050, con la participación de reservas de difícil extracción (TIR) en la estructura de producción rusa pudiendo alcanzar el 87%.

Mercado de Gas en Europa: Almacenes vacíos, competencia por GNL se intensifica

El segmento más vulnerable del TÉK mundial a mediados de julio de 2026 es el gas europeo. La temporada de inyección comenzó el 1 de abril, sin embargo, a mediados del verano, los almacenes subterráneos de gas de la UE están llenos en promedio al 49,7%, un mínimo absoluto en los últimos años. A principios de julio, el indicador era del 49,22%.

Causas del fracaso en la inyección

1. Inviernos fríos 2025/26 y altas tasas de extracción de gas de los almacenes subterráneos.
2. Colapso del GNL de Oriente Medio. Según la AIE, la producción de gases naturales licuados en Catar y los EAU de marzo a junio se redujo casi un 80% interanual debido a daños en la infraestructura y problemas en la navegación a través del estrecho de Ormuz.
3. Competencia asiática. En julio, las compras de GNL por parte de los países asiáticos pueden aumentar hasta un máximo de seis meses de 23,05 millones de toneladas, mientras que las europeas se esperan solamente en 6,9 millones de toneladas — el mínimo en dos años. China, Japón y Corea del Sur están adquiriendo activamente lotes americanos que, en condiciones normales, irían a Europa.
4. Condiciones de precios desfavorables, que disminuyeron la motivación económica de los comerciantes para la inyección en la primera mitad de la temporada.

Referencias de precios

El gas en el hub TTF se comercializa en torno a 50,6 euros por MWh. A principios de julio, las cotizaciones superaban los 535 dólares por mil metros cúbicos a un nivel de 44,13 euros por MWh. Un escenario relativamente tranquilo para los próximos meses sugiere un rango de 45–60 euros por MWh. Sin embargo, ante un nuevo bloqueo de la navegación en Ormuz y la falta de recuperación de las exportaciones de Catar, las cotizaciones podrían alcanzar 60–80 euros. Un factor adicional de presión es el calor anómalo en Europa, que aumenta la demanda de energía para refrigeración.

Contorno sancionador: Grecia bloquea el 21.º paquete de la UE

La política de sanciones de la Unión Europea se enfrenta a una resistencia interna. Grecia se opone al 21.º paquete de sanciones, que prohíbe a las empresas europeas transportar GNL ruso a terceros países. La razón es la protección de la compañía naviera Dynagas, propiedad del empresario griego George Prokopiou, que cuenta con una flota de clase rompehielos para operar en el proyecto "Yamal GNL" en condiciones árticas. Atenas sostiene que esta medida destruirá el negocio naviero griego.

Circunstancias adicionales importantes para los participantes del mercado son:

• se requiere apoyo de todos los 27 países de la UE para la aprobación del 21.º paquete;
• los estados miembros acordaron mantener el precio máximo para el petróleo ruso en $44,10 por barril hasta el 23 de julio, mientras continúan los esfuerzos para alcanzar un acuerdo más amplio;
• las restricciones sobre la importación de gasoducto ruso están en vigor desde el 17 de junio de 2026 para contratos a corto plazo y entrarán en vigor el 1 de noviembre de 2027 para contratos a largo plazo;
• en diciembre de 2025, la UE decidió acelerar la eliminación del GNL ruso, rompiendo contratos a largo plazo para finales de 2026 y prohibiendo las entregas a corto plazo a partir de abril de 2026;
• Grecia envió previamente a la UE un mapa de ruta para la completa eliminación del gas ruso para finales de 2027, lo que subraya el carácter selectivo y no ideológico del veto actual.

Para los inversores, este episodio es una ilustración del riesgo clave de la política energética europea: con los almacenes subterráneos por debajo del 50% y la escasez de GNL en el mercado global, el costo de endurecimiento de las sanciones se vuelve palpable para los propios estados de la UE.

Asia: India equilibra entre importaciones y costes

Los consumidores asiáticos siguen siendo el principal centro de gravedad de la demanda mundial de energía. Las estadísticas indias recientes muestran el efecto del shock de precios:

• en mayo de 2026, India redujo sus importaciones de petróleo en 2%, hasta 21,95 millones de toneladas frente a 22,41 millones de toneladas el año anterior;
• sin embargo, en términos monetarios, los envíos aumentaron casi 1,7 veces, alcanzando $18,98 mil millones;
• las importaciones de GNL en mayo aumentaron en 3%, hasta 2,236 millones de toneladas;
• Rusia volvió a ser el mayor proveedor de petróleo en India en mayo.

Los volúmenes físicos están estancados, mientras que el costeo de las importaciones ha crecido exponencialmente – esto es un reflejo directo de la pérdida de descuentos y el encarecimiento de la logística. Antes del inicio del conflicto, casi la mitad de las importaciones indias de crudo, junto con grandes volúmenes de GNL, provenía de los países del Golfo Pérsico en tránsito a través del estrecho de Ormuz. Parte de los barcos con bandera india han quedado bloqueados al oeste del estrecho. Pakistán se dirigió oficialmente a Arabia Saudita en marzo con la solicitud de redirigir suministros a través del puerto de Yanbu en el Mar Rojo.

Para China, las apuestas no son menores: el país obtiene alrededor de un tercio de su petróleo a través de Ormuz, teniendo además una reserva estratégica de alrededor de mil millones de barriles. Europa depende del GNL catarí que pasa por el estrecho en un 12–14%. Por Ormuz también transita hasta el 30% del comercio mundial de fertilizantes, lo que difunde la crisis energética al sector agroalimentario.

Mercado de productos petroleros rusos: refinación en mínimo desde 2005

El mercado interno de combustibles en Rusia está atravesando la fase más aguda de crisis en los últimos años. La refinación de petróleo en el país ha caído al mínimo desde 2005, como resultado de daños y paradas no planificadas en las refinerías debido a los ataques con drones. El Banco de Rusia ha señalado por separado el negativo impacto de las paradas de las refinerías en la dinámica de la economía.

Mecánica de la crisis

• Compresión de la oferta. Algunas refinerías han reducido la producción, los volúmenes de combustible en la bolsa han caído, los precios mayoristas han subido, y el detalle de los precios en la venta al por menor sigue el mismo patrón.
• Calentamiento del mercado. En junio, las ventas de gasolina A-95 en el mercado de SPbMTSB cayeron hasta el 43%, y el precio mayorista por tonelada de diesel superó máximos históricos. La escasez de oferta con un desfase de 2–3 semanas se trasladó a las estaciones de servicio al por menor.
• Pico estacional. La temporada de automóviles dura de finales de abril a octubre; la carga en las estaciones de servicio a lo largo de las autopistas federales M-4 "Don" y M-12 "Vostok" ha aumentado drásticamente.
• Demanda de pánico. Ante la aparición de colas, los conductores llenan el tanque y se abastecen para adelante, intensificando la escasez.
• Desigualdad en la venta al por menor. Las grandes cadenas mantienen el aumento de precios en niveles de inflación, mientras que en algunas regiones los precios en las estaciones de servicio independientes han aumentado notablemente.

Medidas de regulación

1. Ampliación de los pagos de amortiguación a las compañías petroleras, compensando la diferencia entre los precios de exportación e internos.
2. Aumento del control sobre las ventas mayoristas para prevenir la reorientación de suministros hacia la exportación en detrimento del mercado interno.
3. Monitoreo de las cotizaciones en la bolsa con capacidad de intervención rápida del regulador.
4. Prioridad al abastecimiento del mercado interno — línea oficial respaldada por declaraciones de Alexander Novak sobre que las compañías petroleras mantienen los precios en las estaciones de servicio en niveles de inflación.

La atención del regulador está particularmente enfocada en el diesel: los agricultores se preparan para la cosecha, los transportistas operan al máximo, y un aumento brusco del precio del diesel se traduce inmediatamente en los precios de los alimentos y el transporte.

Dimensión presupuestaria: ingresos petroleros y gasíferos de Rusia bajo presión

El resultado financiero del sector refleja la combinación de factores sancionadores, cambiarios y productivos. El volumen de ingresos petroleros y gasíferos de Rusia durante el primer semestre de 2026 ha disminuido en un 22,7% en comparación con el mismo período del año pasado. A pesar de que el precio en dólares del Brent ha aumentado casi un 39% desde el inicio del año, tal caída indica una combinación de un rublo fuerte, la expansión de los pagos de amortiguación, descuentos en Urals y una disminución física en la refinación.

Paralelamente, la industria está buscando respuestas tecnológicas: "Gazprom Neft" ha implementado equipos para aumentar la eficiencia de la fracturación hidráulica, y hay una creciente demanda de combustible gasolero y de tecnologías basadas en este — los agro-holdings han comenzado a convertir en masa su flota a gas, lo que es una consecuencia directa de la crisis de combustible.

Electricidad y energías renovables: récords solares en medio de la resiliencia del carbón

La transición energética en 2026 continúa a un ritmo acelerado, a pesar de la turbulencia de los hidrocarburos.

Energía renovable

• La producción mundial de energía solar en 2025 creció en 636 TWh, un 30% más que el año anterior; según Ember, las energías renovables (Energías Renovables) satisfacen por primera vez completamente el aumento de la demanda mundial de electricidad, evitando el aumento de la generación de combustibles fósiles.
• Las inversiones globales en la transición energética alcanzaron $2,3 billones en 2025.
• La participación de las ERE superó un tercio de la producción eléctrica mundial, superando al carbón.
• Según las proyecciones de la AIE, la energía solar superará la generación atómica en 2026, y la proporción de las ERE en la generación mundial crecerá del 30% (2023) al 37% (2026).
• India sigue siendo el tercer mayor mercado de energía solar y planea añadir 200 GW de energía solar en los próximos cinco años para alcanzar el objetivo de 500 GW de ERE para 2030.

Carbón y generación de respaldo

El carbón mantiene su rol estructural en la región Asia-Pacífico. China se compromete a controlar el crecimiento de la generación de carbón y a reducirlo gradualmente entre 2026 y 2030, sin embargo, debido al calor anómalo y a las cargas pico en la refrigeración, las capacidades de carbón permanecen como una salvaguardia para los sistemas energéticos. La mayor parte de las nuevas capacidades de ERE sigue concentrada en Asia — 421,5 GW, o el 72% del aumento mundial. Para los sistemas eléctricos con una alta proporción de energía solar y eólica, las inversiones críticas se dirigen hacia sistemas de almacenamiento de energía y modernización de redes.

Conclusiones para inversores y participantes del mercado de energía

La configuración del mercado energético mundial a partir del 18 de julio de 2026 se basa en varias tendencias constantes que definirán el movimiento de los precios en las próximas semanas:

1. Petróleo. El rango de $75–90 por barril se ve como el escenario base. El desencadenante clave para un aumento sería no solo los titulares sobre escalada, sino la disminución física de los volúmenes del Golfo Pérsico. El desencadenante a la baja sería la recuperación del tránsito a través de Ormuz, capaz de abrir el camino a un exceso de oferta en 2027.
2. Gas y GNL. El mercado europeo es el eslabón más vulnerable. La capacidad de los almacenes por debajo del 50% a mediados de julio significa que cualquier interrupción en las entregas durante el otoño impactará inmediatamente en las cotizaciones de TTF sin un margen de seguridad. El rango de 45–60 euros por MWh es un escenario optimista; 60–80 euros es realista si se mantienen las restricciones.
3. Sanciones. La fractura dentro de la UE respecto al 21.º paquete demuestra que el límite de presión sancionadora no se determina por la voluntad política, sino por la disponibilidad física de volúmenes alternativos de gas.
4. Productos petroleros y refinerías. El mercado de combustibles ruso sigue en escasez de oferta; la normalización depende de la finalización de reparaciones y la recuperación de la refinación, no de medidas regulatorias como tal.
5. ERE y carbón. La transición energética está acelerándose en la generación eléctrica, pero no elimina la necesidad de capacidades de respaldo. El enfoque de inversión se está desplazando hacia redes y sistemas de almacenamiento.

En conclusión para empresas de combustibles y petróleo, comerciantes e inversores institucionales: el mercado de energía a mediados de 2026 es un mercado logístico, no un mercado de barriles. La formación de precios no se determina por el volumen de reservas en el subsuelo, sino por la capacidad de entregar materias primas a través de puntos geográficos estrechos. La gestión de riesgos en estas circunstancias requiere no tanto de pronósticos precisos sobre la dirección del precio, sino de la disposición a adaptarse rápidamente a nueva información.