Revisión del TCE 25 de julio de 2026: cotizaciones del petróleo Brent y WTI, gas TTF, OPEP+, KTK, productos derivados del petróleo, 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 máximos desde enero de 2023, suspensión de envíos del CTC, cuotas de la OPEP+, mercado de combustibles en Rusia, carbón, electricidad y energía renovable. Análisis para inversores y participantes del mercado energético

El complejo energético mundial entra en el 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 extendido desde el estrecho de Ormuz hasta el mar Rojo, ha llevado los precios del petróleo Brent por encima de la marca psicológica de $100 por barril por primera vez desde mayo, y el gas europeo en el hub TTF ha alcanzado máximos desde enero de 2023. Al mismo tiempo, se han suspendido los envíos de petróleo kazajo a través del consorcio de oleoductos del mar Caspio, y el mercado interno de productos petroleros de Rusia apenas comienza a salir de la fase aguda de escasez. A continuación se presenta un análisis detallado de los eventos clave en los sectores de petróleo, gas, carbón y energía eléctrica para inversores y participantes del mercado energético.

Mercado del petróleo: el riesgo geopolítico regresa a las cotizaciones

El mercado petrolero ha estado en modo de reacción a los informes militares durante cinco semanas. La ruptura del nivel de $100 por Brent ocurrió tras los informes de ataques a dos petroleros saudíes en el Mar Rojo y declaraciones sobre la disposición de EE. UU. para llevar a cabo un gran ataque contra Irán. Esto culminó en un rally en el que el sector de materias primas ha ganado más del 30% en tres semanas.

Factores que impulsan los precios al alza

La reducción física del tráfico a través del estrecho de Ormuz, por donde tradicionalmente transita alrededor de una quinta parte del comercio mundial de petróleo.
La amenaza de un bloqueo del estrecho de Bab-el-Mandeb — una ruta alternativa para las exportaciones saudíes que evaden Ormuz.
La suspensión de las exportaciones de petróleo kazajo en el Mar Negro, eliminando más del 1% de la oferta mundial del mercado.
Los agotados inventarios comerciales de petróleo y productos petroleros en los países de la OCDE tras la fase de conflicto primaveral.
El aumento en los costos de flete y seguros, que se traduce en precios finales más altos para las refinerías.

Factores que frenan el crecimiento

La vía diplomática: informes sobre intentos de Pakistán, con el apoyo de China, de reiniciar las negociaciones entre EE. UU. e Irán han eliminado instantáneamente alrededor del 5% del premio en el mercado.
El interés de China en la desescalada: las interrupciones en el Golfo Pérsico afectan los intereses del mayor importador de petróleo del mundo.
Las capacidades ociosas de la OPEP+ y la continuación de la recuperación de las cuotas.

La variabilidad de las proyecciones es excepcionalmente alta. En RBC Capital Markets se admite que, con una mayor escalada, el Brent podría superar el pico de 2022 de $128 por barril. En UBS, por el contrario, esperan una caída a $85 para finales de año, subrayando que la recuperación de producción en Oriente Medio avanza más lentamente de lo que esperaba el mercado. Esto mantendrá el equilibrio del mercado del petróleo en déficit.

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

La alianza continúa la recuperación gradual de producción. La cuota de julio del "grupo de ocho" fue de 30,633 millones de barriles por día, lo que representa un aumento de más de 1 millón de barriles por día en comparación con junio; la medida de alivio mensual se mantiene en 188,000 barriles por día. La política general de la alianza se ha confirmado 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, continúa la evaluación de las capacidades de producción máximas entre los participantes, que será la base para las cuotas de 2027.

El problema clave de la OPEP+ hoy no son las cuotas sobre el papel, sino la logística: una parte significativa de las capacidades ociosas se encuentra en los países del Golfo Pérsico y depende físicamente del mismo estrecho de Ormuz, cuyos riesgos impulsan 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 oferta.

Mercado del gas: TTF en máximos, Europa corre el riesgo de no llenar los GNL

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

La reducción de envíos de LNG de Qatar y las restricciones a las exportaciones desde el Golfo Pérsico;
La reorientación de los cargamentos de LNG estadounidenses hacia mercados asiáticos con precios más altos;
El calor anómalo en Europa, que aumenta la demanda de electricidad para la refrigeración y, por ende, el gas para la generación;
El aumento de las tarifas de flete y seguros en rutas a través de zonas de conflicto.

El principal proveedor de gas a Europa, Equinor, ha advertido que es muy probable que la región no alcance el objetivo de llenar los almacenes subterráneos al 80% antes del inicio de la temporada de calefacción. La desaceleración en el ritmo de inyección respecto a la norma de cinco años convierte el invierno 2026–2027 en el principal riesgo para la industria europea. Un aspecto adicional del problema es inflacionario: ante el shock energético, el BCE mantuvo la tasa de depósito en 2,25% el 23 de julio, aunque una parte considerable de los economistas espera un nuevo aumento antes de que finalice el año.

Consorcio de oleoductos del mar Caspio: un golpe a las exportaciones 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 ha detenido el bombeo de crudo en el sistema del consorcio: los propietarios de barcos se están negando a enviar embarcaciones al terminal. El CTC representa aproximadamente el 80–90% de las exportaciones de petróleo de Kazajistán y más del 1% de la oferta mundial de petróleo; en 2025, aproximadamente 63 millones de toneladas de crudo pasaron a través del sistema.

El 23 de julio, el Ministerio de Energía de Kazajistán confirmó la inevitable reducción de la producción diaria para evitar el desbordamiento de los tanques de almacenamiento. Parte de los volúmenes se redirigen a través del oleoducto Bakú — Tiflis — Ceyhan, sin embargo, sus capacidades no permiten compensar completamente la exportación perdida. Para las refinerías europeas, que dependen del tipo CPC Blend, esto significa la necesidad de buscar urgentemente partidas de petróleo ligero y de bajo contenido de azufre como sustituto.

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

El mercado interno de productos petroleros de Rusia está viviendo el verano más difícil en años. La escasez de gasolina y diésel, que ha persistido desde finales de mayo, ha sido provocada por una combinación de factores: paradas no programadas de refinerías, un pico estacional de la demanda durante la temporada de vacaciones y la campaña de cosecha, así como las limitaciones logísticas en las regiones del sur.

Las medidas adoptadas incluyen:

Prohibición total de la exportación de gasolina, diésel, combustible marítimo, queroseno y gasóleo;
Reducción del porcentaje obligatorio de ventas en bolsa de gasolina del 15% al 10% durante el periodo del 1 de julio al 30 de septiembre;
Anulación del arancel de importación y aumento de las importaciones de productos petroleros desde Bielorrusia;
Máxima carga de las capacidades operativas existentes, reducción de los plazos de mantenimiento actual y aplazamiento de los programados;
Incorporación del potencial de refinerías medianas y pequeñas.

El 21 de julio, el viceprimer ministro Alexander Novak declaró que el mercado había comenzado a estabilizarse, señalando que en algunas regiones la situación se estaba resolviendo "de forma manual y puntual". Se ha dado prioridad al suministro de los agricultores durante la campaña de cosecha y al transporte por el norte. La FAS ha iniciado 15 casos contra los participantes del mercado, y el 23 de julio, se dio la instrucción al Ministerio de Energía y a las compañías petroleras para trabajar en la eliminación de los límites regionales sobre la venta de combustible con volúmenes inferiores a 50 litros — señal de que las autoridades consideran que el pico de la crisis ha sido superado.

Exportación de petróleo ruso: volatilidad en los descuentos

La dinámica del tipo de exportación ruso Urals en 2026 muestra 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 comercializaba con un premio sobre el Brent, reflejando una escasez aguda de tipos sulfurados. En junio y julio, los precios volvieron al descuento en el rango de $2–3 por barril ante la disminución de la actividad de los procesadores asiáticos y la reducción de márgenes en las refinerías chinas independientes. El actual aumento de las cotizaciones de referencia mejora nuevamente los ingresos por exportaciones, sin embargo, la infraestructura sancionadora — restricciones en fletes, seguros y pagos — continúa manteniendo los precios realizados por debajo de los indicadores de mercado.

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

El carbón está regresando a la agenda de la energía global como combustible de última instancia. El carbón energético australiano Newcastle se comercializa alrededor de $130 por tonelada. La disminución de los suministros de GNL a Asia genera una demanda adicional: según estimaciones de analistas de la industria, el consumo adicional de carbón en la región Asia-Pacífico en 2026 podría alcanzar alrededor de 70 millones de toneladas, y en caso de reanudación de las hostilidades, hasta 90 millones de toneladas.

Japón se destaca como líder en el aumento de la generación de carbón, donde la producción en las centrales térmicas de carbón está creciendo a tasas de doble dígito, mientras que la generación a partir de gas está disminuyendo. Corea del Sur y Taiwán también están aumentando la carga de sus capacidades de carbón. Por el contrario, India está conteniendo las importaciones gracias al aumento de su propia producción y altos inventarios, mientras que China se mantiene relativamente protegido debido a la baja proporción de gas en su balance energético. Es curioso que las grandes empresas mineras no se apresuren a sancionar nuevos proyectos, considerando el aumento de la demanda como cíclico y no estructural.

Energía eléctrica y energías renovables: un año récord en medio de la crisis

La paradoja de 2026 es que el shock energético no ha desacelerado, sino acelerado la transición energética. Según la última actualización de la previsión de la Agencia Internacional de Energía, la demanda mundial de electricidad aumentará un 3,6% en 2026 y un 3,8% más en 2027 — de 28,600 TWh en 2025 a 30,700 TWh en 2027. Los impulsores son la industria, el transporte eléctrico, la refrigeración y los centros de datos.

Los puntos clave del pronóstico de generación son:

La generación renovable en 2026 superará por primera vez en la historia a la generación de carbón a nivel mundial.
La generación de energías renovables crecerá más del 8%, y la cuota en la generación mundial aumentará del 33% en 2025 al 37% en 2027.
La generación solar aumentará alrededor de 600 TWh y superará a la eólica, convirtiéndose en la segunda fuente de energías renovables después de la hidroenergía.
La demanda de electricidad en India crecerá un 7%; el país ha superado por primera vez la marca de 100 GW de generación renovable variable.

La imagen de inversión respalda la tendencia: las inversiones globales en energía en 2026 están valoradas en $3.4 billones, de los cuales alrededor de $2.2 billones se dirigen a tecnologías de bajas emisiones de carbono e infraestructura de redes eléctricas. Las energías renovables representan aproximadamente $665 mil millones, incluidos $365 mil millones en energía solar — casi $1 mil millones diarios, $200 mil millones en energía eólica y $75 mil millones en hidráulica. 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 simple: la generación propia es una forma de seguro contra 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 determina no por el equilibrio entre oferta y demanda, sino por evaluaciones probabilísticas de escenarios bélicos. Las conclusiones prácticas para inversores y empresas de combustible y petróleo son:

La cobertura se ha vuelto obligatoria. La amplitud de los movimientos del 5–7% por sesión convierte a las posiciones descubiertas en petróleo, gas y productos petroleros en una fuente de riesgo inaceptable.
El margen de refinación está bajo presión por ambos lados. El aumento del costo de la materia prima frente a restricciones administrativas o competitivas en los precios al por mayor comprime los márgenes de las refinerías.
La logística es más importante que la geología. Ormuz, Bab-el-Mandeb y Novorossiysk han demostrado que el costo del barril hoy se determina por la accesibilidad de los cuellos de botella, y no por el volumen de reservas en el subsuelo.
El carbón y la energía nuclear reciben un premio por su previsibilidad. Los activos con un horizonte contractual largo y una base de recursos interna están siendo reevaluados al alza.
El riesgo invernal en Europa no ha sido eliminado. La desaceleración en el llenado de GNL genera potencial para un nuevo aumento de precios en el TTF en el cuarto trimestre.

Los próximos puntos de referencia para el mercado son la dinámica de la vía diplomática en torno a Irán, la reanudación de los envíos del CTC, la velocidad de inyección de gas en los almacenes europeos y la decisión de la OPEP+ sobre las cuotas. Cualquiera de estos eventos podría mover los precios en $5–10 por barril en una sola sesión. Los inversores y participantes del mercado energético deben partir del hecho de que la alta volatilidad en los sectores de petróleo, gas y energía se mantendrá al menos hasta finales del tercer trimestre de 2026.