Lo más importante para la mañana del miércoles, 29 de julio de 2026
- Petróleo. Los futuros más cercanos de Brent se comercian en torno a $86-87 por barril, WTI cerca de $81. Al cierre del lunes, ambos índices perdieron alrededor del 8%, la mayor caída diaria en varios meses.
- Geopolítica. EE. UU. ha suspendido una serie de ataques nocturnos a Irán; Washington habla de una "pausa para negociaciones", aunque Teherán aún no confirma concesiones.
- Logística. La exportación neta de petróleo y productos derivados a través del estrecho de Ormuz promedió alrededor de 2.9 millones de barriles por día durante la semana que terminó el 24 de julio, en comparación con 5.9 millones b/d la semana anterior.
- Gas. El spot TTF alcanzó un equivalente de ~$744 por mil m³, frente a ~$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 nuclear, gas y eólica.
- Rusia. La prohibición de exportación de gasolina se ha extendido hasta finales de 2026, y el impuesto de importación se ha ampliado a combustible diésel.
Petróleo: el mercado desvincula la prima por guerra
El tema clave en el mercado del petróleo es la velocidad con la que desaparece la prima geopolítica. El 23 de julio, Brent alcanzó un máximo de seis semanas debido a los doce ataques nocturnos consecutivos de EE. UU. a objetivos iraníes y al agravamiento en el Mar Rojo. Tras los informes de la suspensión de ataques, los precios abrieron la semana con un desplome: primero a $86.8, luego por debajo de $85, por primera vez desde el 17 de julio. Al cierre del lunes, el mercado recuperó parte de sus pérdidas, pero la caída continuó el martes, mientras que el miércoles el petróleo se mantuvo cerca de mínimos de tres semanas.
Fundamentalmente, el mercado está influenciado por tres fuerzas:
- Esperanza diplomática. La pausa en los ataques es interpretada por los traders como una oportunidad para un acuerdo y un presagio de desbloqueo de la navegación.
- Déficit físico. Los suministros a través de Ormuz siguen siendo la mitad de la norma, y las tarifas de seguro para los buques en la zona de riesgo son varias veces más altas que antes de la guerra.
- Retorno de la oferta. El regreso parcial de barriles iraníes al mercado aumenta la competencia por compradores asiáticos y presiona los diferenciales.
Los analistas de bancos de inversión ya habían elevado sus proyecciones para Brent en 2026 a $85, considerando interrupciones prolongadas en el estrecho. La actual desescalada convierte esta referencia más en un límite superior que inferior en el escenario.
Estrecho de Ormuz y Mar Rojo: cuello de botella del TEP mundial
A través del estrecho de Ormuz, antes del conflicto, circulaba alrededor de una cuarta parte del comercio marítimo de petróleo y cerca del 20% del GNL mundial. Actualmente, el tráfico solo se ha recuperado parcialmente: los petroleros navegan principalmente por el corredor norte a lo largo de la costa iraní, y los ritmos de bombeo son inestables de semana a semana.
Paralelamente, se ha intensificado la segunda ruta. Los hutíes yemeníes informaron sobre un ataque a un oleoducto principal "Este-Oeste", que conecta los campos petroleros de Arabia Saudita con el puerto de Yanbu en el Mar Rojo, así como ataques a la infraestructura en la zona de Jazan. Este oleoducto es la principal ruta de desvío en caso de bloqueo en Ormuz, por lo que cualquier interrupción prolongada en su funcionamiento devuelve instantáneamente la prima de riesgo a los precios del petróleo y del flete.
OPEP+: cuotas en aumento, producción real rezagada
Formalmente, la alianza sigue una política de relajación de restricciones. El techo combinado de los siete principales participantes se elevó en julio a 30.633 millones b/d, frente a los 29.548 millones b/d en junio. Sin embargo, los volúmenes reales están lejos de lo permitido:
- Arabia Saudita produjo aproximadamente 3.44 millones b/d por debajo de la cuota;
- Irak — 2.38 millones b/d por debajo;
- Kuwait — 1.18 millones b/d por debajo;
- Rusia produjo en junio 8.928 millones b/d, quedando 834 mil b/d por debajo del plan;
- Kazajistán, en cambio, superó la cuota en más de 1.15 millones b/d.
El rezago de los participantes de Oriente Medio se explica no por la disciplina, sino por la imposibilidad física de exportar crudo. La salida de los EAU de OPEP y OPEP+ a partir del 1 de mayo ha reducido aún más la capacidad de gestión del acuerdo. La conclusión práctica para el mercado es que la alianza ha acumulado un potencial exportador "durmiente" significativo que se liberará en la oferta tan pronto como la navegación se normalice; este es el principal factor bajista a mediano plazo para el petróleo.
Gas y GNL: Europa paga por el rezago en el almacenamiento
El mercado del gas europeo se mueve en dirección opuesta al petróleo. Para el 19 de julio, los almacenes 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 cinco años. Las tasas de inyección se están desacelerando: en junio, el llenado diario era de alrededor de 308 millones de m³, en julio alrededor de 270 millones de m³ frente a 338 millones de m³ el año anterior.
Por qué el gas se encarece
- La importación de GNL en julio podría caer a aproximadamente 6.5 millones de toneladas, el mínimo en dos años y alrededor de una cuarta parte de la caída año a año;
- Asia está re-compraando lotes libres: para la región Asia-Pacífico es una cuestión de consumo actual, para la UE lo es de reservas;
- Qatar está recuperando gradualmente las entregas desde Ras Laffan y promete regresar a la mayoría de las capacidades en un plazo de dos meses tras la completa apertura del estrecho;
- A partir del 1 de enero de 2027, entrará en vigor la prohibición de la UE sobre la importación de GNL ruso mediante contratos a largo plazo y de gas por tubería a partir del 30 de septiembre de 2027.
Según estimaciones conservadoras, para principios de noviembre los almacenes subterráneos de la UE podrían estar solo en ~75% de capacidad, cerca del mínimo histórico. Esto mantiene la prima en los contratos de invierno y hace que la industria europea sea estructuralmente vulnerable para otra temporada de calefacción.
Carbón: corrección tras la escalada
El mercado del carbón está corrigiendo la volatilidad del petróleo y el gas con un desfase. A mediados de julio, los índices europeos de carbón energético se fortalecieron por encima de $118 por tonelada, siguiendo el impulso del petróleo y el gas, pero la semana pasada, las cotizaciones se ajustaron a la baja en Europa, China y Australia. Las existencias en los nueve mayores puertos de China se mantienen en alrededor de 29 millones de toneladas, lo que limita el potencial de crecimiento.
Para los exportadores rusos la situación es ambigua. La carga a través de los puertos del Mar Negro y del Mar de Azov creció un 21.5% en el primer semestre, alcanzando 13.9 millones de toneladas, lo que apoyó la exportación total. Sin embargo, las sanciones, altas tarifas ferroviarias y la apreciación del rublo están comprimiendo el margen, y la competencia por los mercados turcos y asiáticos se intensifica. El plan a cinco años para el desarrollo energético de China para 2026-2030 establece que la demanda de carbón y petróleo alcanzará su punto máximo en los próximos cinco años, después de lo cual pasarán a ser fuentes de reserva.
Electricidad y energías renovables: récord solar y noches caras
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; 18 países de la UE batieron máximos mensuales. En días aislados, la proporción de energías renovables en Alemania se acercó al 74%, mientras que la generación solar alcanzó el 37.5%.
El reverso de los récords es la creciente volatilidad de los precios de la electricidad. La falta de sistemas de almacenamiento provoca que los excesos del día se pierdan y que los picos nocturnos se cubran con costosa generación de gas y carbón. Un factor adicional son las limitaciones en las centrales nucleares francesas debido a la temperatura del agua en los ríos durante las olas de calor. Para los inversores, esto desplaza el enfoque desde la introducción de nuevas capacidades en energías renovables hacia redes, almacenadores de baterías y demanda flexible.
Rusia: mercado de combustibles, refinerías y mecanismos de apoyo
El mercado interno de productos petroleros sigue bajo gestión manual. El paquete de medidas actual incluye:
- prohibición total de exportación de gasolina, extendida hasta finales de 2026;
- prohibición de exportación de gasóleo, carburante para buques, queroseno y gasóleo;
- 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;
- máxima utilización de refinerías, reducción de los plazos de mantenimiento y traslado de trabajos programados;
- un mecanismo de apoyo de importaciones, extendido desde julio a la gasolina, y después de la aprobación de enmiendas al Código Tributario — también al gasóleo y destilados medios (hasta julio de 2027);
- eliminación de aranceles a la importación y aumento de suministros desde países de la EAEU.
También se está preparando un mecanismo para contabilizar contratos directos al calcular las normas en bolsa — 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 están cerca de máximos desde principios de año, pero la parte de precios se está deteriorando. El descuento de Urals en la primera mitad de julio aumentó aproximadamente $3 por barril en comparación con junio; en condiciones FOB en los puertos bálticos, el diferencial con Dated Brent se evaluaba en un rango de $25-28 por barril frente al promedio de cinco años de alrededor de $19.8. El precio promedio utilizado para calcular el impuesto a la extracción de recursos (НДПИ) en julio se situó alrededor de $50.4 por barril frente a $63.5 en junio.
Teniendo en cuenta que el presupuesto se ha elaborado considerando Urals a alrededor de $59 por barril, y que el déficit ya supera significativamente la proyección anual, la disminución de julio en las cotizaciones se reflejará en los ingresos del tesoro en agosto. El retorno de barriles iraníes al mercado indio intensifica la competencia y aumenta la probabilidad de mayores descuentos.
Qué seguirán los participantes del mercado del TEP en las próximas sesiones
- Formato de negociaciones EE. UU. - Irán: la confirmación de contactos directos podría llevar a Brent al rango de $75-80.
- Dinámica de bombeo a través de Ormuz: un regreso a 5-6 millones b/d sería señal de fin de la crisis de oferta.
- Ataques de hutíes a la infraestructura saudí: los ataques a Yanbu y al oleoducto "Este-Oeste" devuelven instantáneamente la prima de riesgo.
- Tasas de inyección de gas en los almacenes de la UE: un rezago en agosto significaría un invierno costoso y un TTF elevado.
- Recuperación de envíos de GNL desde Qatar: factor clave para el equilibrio entre Europa y Asia.
- Decisiones de OPEP+ sobre cuotas para septiembre y la capacidad real de los participantes para cumplirlas.
- Cotizaciones bursátiles rusas de gasolina y gasóleo en el contexto de las prórrogas de prohibiciones de exportación y mecanismo de apoyo de importaciones.
Conclusión para los inversores y participantes del mercado del TEP: el petróleo entra en una fase de normalización de precios con una logística aún anormal, el gas sigue siendo el segmento más tensionado de la energía mundial, el carbón se comercia en un rango lateral, y la electricidad depende cada vez más de la flexibilidad de las redes y no de la capacidad instalada. Cualquiera de los puntos mencionados puede cambiar toda la configuración del mercado de materias primas y energía en una sola sesión.
