Noticias sobre petróleo, gas y energía al 24 de julio de 2026: Brent supera los $100 por barril en medio de la guerra de minas en el estrecho de Ormuz; la UE aprueba el paquete de sanciones número 21 con congelación de precios; gas TTF aumenta un 50%; revisión del mercado de petróleo, gas, GNL, productos petroleros, refinerías, electricidad, energías renovables y carbón para inversores y participantes del mercado de energía.
El mercado energético mundial ha entrado en su fase más crítica desde la primavera de 2026. El jueves 23 de julio, los precios del petróleo Brent se dispararon más de un 7% y superaron por primera vez desde el 22 de mayo la marca de $101 por barril, mientras que el WTI estadounidense superó los $92. El detonante fue la explosión de un petrolero en minas en la parte sur del estrecho de Ormuz y la declaración del Cuerpo de Guardians de la Revolución Islámica de Irán de que esta arteria clave del comercio mundial de petróleo permanecerá cerrada. Paralelamente, la Unión Europea aprobó el paquete de sanciones número 21 contra Rusia, y los precios europeos del gas en el hub TTF aumentaron alrededor del 50% en tres semanas. Para los inversores, empresas de combustibles y petróleo, participantes del mercado energético, comerciantes de productos petroleros y operadores de refinerías, el 24 de julio se convierte en un día de reevaluación de todos los escenarios básicos, desde el costo del flete hasta el costo de la electricidad en Europa y Asia.
Mercado del petróleo: la prima geopolítica regresa a las cotizaciones
El mercado petrolero experimentó el incremento más abrupto en un solo día en los últimos meses. La dinámica comercial del 23 de julio fue de continuo ascenso: por la mañana, el Brent superó los $98, a media tarde llegó a $99, luego a $100 y por la noche se consolidó por encima de los $101 por barril. El WTI pasó la marca de $90 por primera vez desde el 11 de junio, alcanzando los $92.4.
Factores clave para el aumento de precios del petróleo:
- Bloqueo físico del estrecho de Ormuz. Antes de la escalada, alrededor de una cuarta parte del comercio marítimo mundial de petróleo y aproximadamente el 20% de las exportaciones globales de GNL pasaban por allí. La minería de las rutas marítimas convierte el riesgo asegurador en un daño operativo real.
- Expansión del conflicto a las comunicaciones marítimas. Los ataques a petroleros se registran no solo en el Golfo Pérsico, sino también en el Mar Rojo, lo que alarga los trayectos logísticos y aumenta las tarifas de flete.
- Aumento de la presencia militar de Estados Unidos en la región y la continuación de una serie de ataques nocturnos a instalaciones iraníes, incluyendo infraestructura portuaria y de misiles.
- Falta de un camino de negociación. Teherán señala su desinterés por un acuerdo, lo que priva al mercado de un escenario de desescalada rápida.
Para los participantes del mercado energético, es fundamental que la actual prima por riesgo no tenga un carácter especulativo, sino logístico: lo que está en juego no es la producción en sí, sino la capacidad de exportar materias primas desde el mayor nodo exportador del planeta.
Estrecho de Ormuz: de la amenaza al bloqueo
La situación en el estrecho se desarrolla según el escenario más severo debatido. Según informaciones, tres petroleros intentaron cruzar una sección minada en el sur del estrecho, uno de los cuales explotó y se incendió. Las fuerzas militares iraníes afirman que controlan la entrada y salida del estrecho y que permanecerá completamente cerrado mientras continúen los ataques estadounidenses.
El Comando Central de las Fuerzas Armadas de EE. UU. rechaza esta interpretación, insistiendo en que la vía fluvial internacional sigue abierta al tránsito, y que el Cuerpo de Guardians de la Revolución Islámica simplemente está tratando de obligar a las embarcaciones a seguir la ruta que ellos han marcado. Esta discrepancia de posiciones oficiales es en sí misma un factor de riesgo de precios: los armadores y aseguradoras se orientan no por declaraciones políticas, sino por incidentes reales.
¿Qué significa esto para el mercado de productos petroleros y fletes?
- Aumento drástico de las primas de seguros militares para los petroleros que navegan hacia el Golfo Pérsico.
- Alargamiento de rutas y aumento de la rotación de la flota, lo que en la práctica reduce la oferta de petroleros efectiva.
- Expansión del spread entre los tipos de petróleo del Medio Oriente y los del Atlántico.
- Presión sobre el margen de las refinerías asiáticas, que dependen críticamente de las materias primas del Medio Oriente.
OPEP+: aumento cauteloso de cuotas en un entorno de escasez
La política de la alianza parece conservadora ante el aumento de precios. Para el periodo de agosto, siete países de la OPEP+ —Rusia, Arabia Saudita, Irak, Kuwait, Argelia, Kazajistán y Omán— acordaron aumentar las cuotas en 188,000 barriles por día, de manera similar a las decisiones de junio y julio. La cuota total de la alianza para agosto es de aproximadamente 36.02 millones de barriles diarios. Las cuotas de Rusia y Arabia Saudita aumentan alrededor de 62,000 b/d cada una.
Cambios estructurales significativos en la configuración de la alianza:
- La salida de los Emiratos Árabes Unidos de la organización ha reducido el número de países que participan en la gestión mensual de la producción.
- Irak busca públicamente una revisión de las cuotas en dirección al aumento.
- La producción efectiva de la OPEP+ en mayo cayó a 33.13 millones de b/d, en comparación con 42.77 millones de b/d en febrero; la brecha entre las cuotas y las entregas físicas sigue siendo dramática.
- Las obligaciones compensatorias por sobreproducción permanecen para Kazajistán y Omán.
Conclusión práctica para los inversores: la alianza hoy no tiene un volumen suficiente de capacidad libre para compensar rápidamente la caída de las exportaciones del Medio Oriente, lo que significa que el mecanismo de estabilización de precios a través de cuotas tiene un funcionamiento limitado.
Mercado del gas: Europa arriesga no llenar sus almacenes para el invierno
El mercado de gas europeo se encuentra en su posición más vulnerable en varios años. El precio del futuro de referencia TTF del 22 de julio superó los €62 por MWh —alrededor del 49% por encima del nivel a finales de junio y cercano a los máximos de los primeros días del conflicto iraní. En términos de dólares, las cotizaciones se acercaron a los $700 por mil metros cúbicos, con un máximo de $853.7 registrado el 19 de marzo debido a una drástica reducción de la producción de GNL por parte de Catar.
Problemas de reservas en los almacenes subterráneos
La temporada de calefacción 2025-2026 en la UE se cerró con un nivel de reservas extremadamente bajo: al 1 de abril, los almacenes subterráneos estaban llenos solo en un 27.66% —13.4 puntos porcentuales por debajo del promedio de los últimos cinco años. La recarga de verano avanza más lentamente de lo programado:
- Al 19 de julio, la ocupación de los almacenes subterráneos era del 53.7% —15.7 puntos porcentuales por debajo del promedio quinquenal.
- El aumento diario de reservas se redujo de 308 millones de metros cúbicos en junio a 270 millones de metros cúbicos en julio.
- El año anterior, el aumento promedio a mitad del verano fue aproximadamente un 25% superior: alrededor de 338 millones de metros cúbicos diarios.
La competencia por el GNL se intensifica
El benchmark asiático JKM en julio aumentó alrededor del 25% —menos que el TTF europeo, lo que permite a Asia interceptar envíos spot. La situación en Francia es reveladora: en julio, el país espera solo 13 envíos de GNL —el volumen mensual más bajo en más de cinco años—, y ocho envíos programados para agosto fueron redirigidos a otros mercados. Un factor atenuante es la adaptación estructural: en los últimos cuatro años, Europa ha reducido su consumo anual de gas en aproximadamente un 20% y ha construido terminales de regasificación adicionales.
Un horizonte adicional de riesgo es el calendario de eliminación de los combustibles de energía rusos: la total eliminación del GNL ruso por parte de la UE está prevista para el 1 de enero de 2027, y la del gas por tubería para el 30 de septiembre de 2027.
Sanciones: la UE aprueba el 21º paquete de restricciones
El 23 de julio, la Unión Europea aprobó oficialmente el 21º paquete de sanciones contra Rusia, que el jefe de la diplomacia europea calificó como el más grande en cuatro años, con un total de 218 posiciones. El paquete afecta a la energía, servicios financieros, criptomonedas y comercio.
Elementos claves en el ámbito energético y financiero:
- Techo de precios del petróleo. Congelado durante un año a un nivel de alrededor de $44 por barril, lo que significa que Rusia no podrá beneficiarse del actual aumento de los precios mundiales.
- Bloqueo bancario. Prohibición de transacciones con otras 32 organizaciones de crédito rusas; en total, las restricciones afectarán a más de un centenar de bancos y empresas de criptomonedas.
- Flota en la sombra. Sanciones contra más de 40 barcos que facilitan el transporte de petróleo. Antes de la adopción de este paquete, el número total de petroleros bajo restricciones por parte de EE. UU., UE y Reino Unido era de 886, con una estimación total de la flota entre 800 y 1200 embarcaciones.
- Refinación de petróleo. Varias refinerías en Rusia y Bielorrusia están sujetas a restricciones.
- Plataformas comerciales. Se han añadido plataformas comerciales de petróleo y criptomonedas a la lista de transacciones prohibidas.
Es notable que el nuevo paquete no afectó directamente al GNL ruso, y el comercio de petróleo no está completamente bloqueado. Los expertos señalan el efecto paradójico: un techo de precios rígido puede reducir el descuento y, en algunos casos, apoyar el precio del petróleo ruso, ya que el mercado ya se ha adaptado a los envíos por parte de barcos registrados fuera de la UE.
Mercado ruso de productos petroleros: escasez, importaciones y extensión de la prohibición de exportación
El mercado interno de combustibles en Rusia está viviendo una de sus temporadas más tensas. Según datos de Rosstat, la producción de productos petroleros ha disminuido un 21.8%, resultado directo de las paradas forzadas y reparaciones de refinerías.
Causas de la tensión
- Trabajos de reparación en refinerías relacionados con ataques de drones.
- Alta demanda estacional: vacaciones, turismo automotriz y trabajos agrícolas en el campo.
- Restricciones logísticas en las regiones del sur.
- Altos volúmenes de exportación de productos petroleros en el periodo anterior.
Medidas de regulación estatal
- Restricciones a la exportación. La prohibición de la exportación de gasolina ha estado vigente desde abril de 2026, y desde julio estas restricciones se han ampliado a un espectro más amplio de participantes en el mercado de diésel. Se ha impuesto una prohibición total sobre el envío de diésel, combustibles marinos, queroseno y gasóleos. Se está considerando una extensión de la prohibición hasta octubre.
- Maximización de la carga de las refinerías. Las reparaciones planificadas de las refinerías siberianas se han trasladado a otoño de 2026; los plazos de reparaciones actuales se han acortado, y se está utilizando el potencial de refinerías pequeñas y medianas.
- Regulación de bolsa. La normativa de ventas obligatorias en la bolsa para la gasolina ha disminuido del 15% al 10%, y el paso de oscilación de precios está limitado a una centésima de la suma de la transacción.
- Importación de combustibles. Bielorrusia ha redirigido volúmenes de gasolina al mercado ruso para suavizar la escasez local; se están discutiendo envíos desde India.
- Límites regionales. En varias entidades se han impuesto restricciones a la venta de combustibles en bidones y límites diarios de ventas por persona.
La situación con el suministro del mercado interno comenzó a mejorar tras la imposición de restricciones a la exportación, sin embargo, los riesgos de aumento de precios persisten. La variable clave es la estabilidad en el funcionamiento de las refinerías: los analistas indican que al resolver los problemas de procesamiento, es posible una disminución de precios en dos a tres meses.
Electricidad y energías renovables: la generación baja en carbono supera al carbón
En medio de la turbulencia de los hidrocarburos, el sector de energías renovables muestra un cambio estructural. Por primera vez en toda la historia observada, el crecimiento del consumo mundial de electricidad —alrededor del 3% interanual— fue completamente cubierto por fuentes de bajo carbono. Las energías renovables junto con la generación hidroeléctrica han superado en conjunto al carbón en la composición de la producción mundial, y la generación solar ha crecido aproximadamente un 30%.
El panorama regional no es homogéneo:
- China logró resultados récord en la instalación de generación eólica y solar, con incrementos en las emisiones de solo el 0.3%.
- India aumentó la proporción de energías renovables en casi un 24%, mientras que las emisiones aumentaron en un 0.9%.
- Alemania alcanzó una proporción de energías renovables en el consumo de electricidad del 58% al finalizar el primer semestre de 2026.
- Japón enfrenta dificultades en la energía eólica offshore, con la salida de grandes jugadores de proyectos.
Para los inversores, el efecto práctico es significativo: con un precio del gas alrededor de €62 por MWh, la economía de las plantas solares con almacenamiento y las centrales eléctricas virtuales que combinan pequeñas plantas hidroeléctricas y baterías de iones de litio se vuelve considerablemente más atractiva. Un motor adicional de demanda es el rápido crecimiento del consumo energético de los centros de datos para necesidades de inteligencia artificial, que se ha triplicado en un año.
Carbón: rol estabilizador en medio de la crisis del gas
A pesar de perder su liderazgo en el balance energético mundial, el carbón mantiene su función como recurso equilibrador. Los altos precios del gas en Europa objetivamente aumentan la competitividad de la generación de carbón en momentos de picos de carga y clima sin viento. En la región de Asia-Pacífico, las centrales térmicas de carbón siguen siendo la base del suministro energético: en India, estas siguen representando una parte significativa de la producción, mientras que China mantiene su extracción a un nivel que cubre una gran parte de la demanda interna.
Para el mercado del carbón, la actual coyuntura significa un apoyo de la demanda por parte de las compañías energéticas europeas y asiáticas que buscan reducir su dependencia del costoso GNL en la próxima temporada de calefacción.
Puntos clave para inversores y participantes del mercado energético
En el horizonte de las próximas semanas, los siguientes indicadores serán determinantes:
- Estado de la navegación en el estrecho de Ormuz. La recuperación del tránsito podría rápidamente eliminar una prima de riesgo de $10-15 de las cotizaciones; nuevos incidentes con petroleros, por el contrario, abrirían el camino hacia un nivel superior a $105.
- Ritmo de recarga de gas en los almacenes subterráneos europeos. Mantener un retraso de 15+ puntos porcentuales respecto a la norma quinquenal para septiembre hará que el pico de precios invernales sea prácticamente inevitable.
- Competencia entre la UE y Asia por partidas spot de GNL y dinámica del spread TTF-JKM.
- Decisión de la OPEP+ sobre las cuotas de septiembre y capacidad de la alianza para convertir cuotas en entregas físicas.
- Práctica de aplicación del paquete de sanciones número 21 de la UE — principalmente en torno a la flota en la sombra y transacciones bancarias.
- Recuperación de capacidades de las refinerías rusas y decisión sobre los plazos de la prohibición de exportación de gasolina y diésel.
Resultados del día: el mercado ha cambiado a un modo de formación de precios basado en el riesgo
El 24 de julio de 2026, el mercado energético global opera bajo la lógica donde el factor determinante del costo del petróleo, gas, productos petroleros y electricidad no es el equilibrio entre oferta y demanda, sino la fiabilidad de los corredores de transporte. El petróleo por encima de $100, el gas en Europa un 50% más caro que hace un mes, el paquete de sanciones más grande de la UE en cuatro años y escasez de combustibles en el mercado interno ruso son diferentes manifestaciones de un mismo fenómeno: la fragmentación de la logística energética global.
Para las empresas de petróleo y combustibles, esto significa la necesidad de revisar estrategias de cobertura y contratos de flete. Para las empresas energéticas, diversificación acelerada de la generación e inversiones en sistemas de almacenamiento de energía. Para los inversores, un periodo de alta volatilidad, donde la prima se obtiene de activos con control sobre logística y procesamiento, y no solo sobre reservas de materias primas.
