Mercado del petróleo: Brent se consolida en $90 tras el mejor mes desde la primavera
El mercado mundial del petróleo cerró julio en una nota positiva. Al finalizar las operaciones del viernes, el barril de Brent subió un 1.3% — alcanzando $90.12, mientras que el WTI estadounidense aumentó un 1.5% a $84.67. Durante el mes, el referente del Mar del Norte creció aproximadamente un 24%, mientras que el WTI subió un 21%: este es el mejor rendimiento desde marzo, cuando la escalada alrededor de Irán llevó por primera vez a los precios a cifras de tres dígitos. El Urals ruso se valora en cerca de $85 por barril, con un descuento respecto al Brent que se ha reducido debido a la escasez de oferta en el mercado mundial.
Los principales impulsores de los precios del petróleo al inicio de la semana son:
- Prima geopolítica: el bloqueo del estrecho de Ormuz y el continuo enfrentamiento militar alrededor de Irán mantienen una prima de riesgo en los precios de decenas de dólares;
- Reducción de la oferta real: las exportaciones del Golfo Pérsico se están realizando por rutas alternativas con capacidad limitada, y parte de los volúmenes iraníes han caído efectivamente del mercado;
- Demanda sostenible: el calor anómalo en el hemisferio norte apoya el consumo de electricidad y combustible, y las refinerías operan a alta capacidad en medio de la temporada automovilística.
El consenso de analistas de los principales bancos de inversión sobre el precio promedio del Brent para 2026 se ha elevado a $85 por barril. El rango de fluctuaciones semanales sigue siendo amplio: a finales de julio, los precios fluctúan entre $84 y $100, reflejando la sensibilidad del mercado petrolero a cada noticia del Medio Oriente.
OPEP+: aumento final de cuotas y pausa estratégica
El evento central del fin de semana fue la reunión del "grupo de siete" de OPEP+ el 2 de agosto. Las decisiones clave del bloque son:
- A partir de septiembre, las cuotas de producción de petróleo aumentarán en 188,000 barriles por día, lo que completa la eliminación gradual de la reducción voluntaria de 1.65 millones de b/d que ha estado en vigor desde 2023;
- Después del paso de septiembre, el bloque hará una pausa en el aumento de la producción para evaluar el balance de oferta y demanda;
- Se mantienen las limitaciones de aproximadamente 2 millones de b/d impuestas en 2022, y se ha pospuesto la decisión sobre su distribución.
Desde febrero hasta agosto de 2026, la cuota total del bloque ha aumentado en aproximadamente 940,000 b/d — un volumen comparable con la producción de Omán. El formato de la unión ha cambiado: tras la salida de los EAU de OPEP y OPEP+ desde el 1 de mayo, las decisiones son tomadas por el "grupo de siete" — Arabia Saudita, Rusia, Irak, Kuwait, Kazajistán, Argelia y Omán. La estrategia cautelosa del bloque es comprensible: con el estrecho de Ormuz bloqueado, la capacidad física de aumentar las exportaciones de varios participantes es limitada, y el aumento en papel de las cuotas no lleva a un crecimiento proporcional de la oferta.
Estrecho de Ormuz: Teherán rechaza el desbloqueo, negociaciones con Omán están cerca de la conclusión
El contexto geopolítico sigue siendo un factor determinante para todo el sector energético. El domingo, Teherán desmintió oficialmente las informaciones sobre la reanudación de la navegación a través del estrecho de Ormuz, calificándolas de inexactas. Sin embargo, el jefe del Ministerio de Relaciones Exteriores de Irán informó que las consultas con Omán sobre la creación de un mecanismo conjunto para la gestión de la navegación en la zona acuática están a punto de concluir — esta es la primera señal tangible de una posible desescalada en las últimas semanas.
Las apuestas para el mercado mundial son excepcionalmente altas: antes de la crisis, aproximadamente una quinta parte de los suministros mundiales de petróleo pasaba por el estrecho, y Europa recibía a través de esta ruta entre 12 y 14% de su gas natural licuado importado desde Catar. Los inversores también están atentos a la idea de un bloqueo terrestre de Irán que se discute en Washington — su implementación podría desencadenar un nuevo aumento en los precios del petróleo y el gas. Cualquier avance en la vía negociadora, por el contrario, podría rápidamente reducir parte de la prima geopolítica: según estimaciones de expertos, con la firma de un acuerdo de paz, el Brent podría regresar a la zona de $70.
Mercado de gas en Europa: reservas en mínimo de cinco años antes del invierno
El mercado del gas europeo sigue siendo el segmento más vulnerable de la energía mundial. Los precios en el hub TTF aumentaron aproximadamente un 55% en julio, manteniéndose consistentemente por encima de $500 por mil metros cúbicos. Las razones de la tensión son de naturaleza estructural:
- la capacidad de los almacenes subterráneos de gas (UGS) de la UE a principios de agosto apenas supera el 56% — el mínimo para esta época del año desde 2021 y 18 puntos porcentuales por debajo del promedio de cinco años;
- después de un invierno frío en 2025-2026, la temporada de extracción terminó con las reservas llenas en menos de un 28%, y no se puede compensar los volúmenes perdidos;
- para alcanzar los objetivos antes de la temporada de calefacción, la inyección neta debe ser de al menos 68 mil millones de metros cúbicos, sin embargo, hasta ahora se ha completado menos de la mitad del plan;
- Europa está perdiendo la competencia de precios con Asia por partidas de GNL libres, y el calor de julio ha incrementado el consumo de gas para la generación de electricidad para sistemas de aire acondicionado.
Los ritmos de inyección de gas en julio fueron de los más bajos en la historia de las observaciones. Si la tendencia no se quiebra en agosto-septiembre, el invierno 2026-2027 podría convertirse en el más difícil para el sector energético europeo desde la crisis de 2022 — con las consecuentes implicaciones para la industria, el sector eléctrico y la inflación en la eurozona.
GNL y Asia: mil millones de dólares en costos adicionales y cambio hacia el carbón
Cinco meses de conflicto en el Medio Oriente han costado a los países del sur de Asia más de $1 mil millones en gastos adicionales por la importación de GNL. El aumento de los costos logísticos y la reestructuración de las rutas han golpeado más fuertemente a Pakistán y Bangladesh, donde se registran interrupciones en el suministro de gas a las empresas y apagones generales. Los precios spot del gas licuado en Asia han más que duplicado durante la crisis, lo que ha llevado a los importadores a reconsiderar su balance energético en favor del carbón. China, al mismo tiempo, está reduciendo la reexportación de volúmenes de GNL del Ártico, dirigiéndolos a aumentar sus propias reservas antes de la temporada de calefacción en medio del calor anómalo y la demanda récord de electricidad.
Carbón: el beneficiario silencioso de la crisis del gas
El mercado del carbón se ha convertido en un claro beneficiario del caro gas. Las principales economías de Asia están aumentando la generación de carbón: Corea del Sur ha incrementado la producción en centrales térmicas a carbón casi un 40% — alcanzando máximos desde 2019, Japón un 11%. Las importaciones de carbón energético están creciendo en todas las direcciones: Corea del Sur casi ha duplicado sus compras de carbón ruso entre enero y mayo, y Australia ha incrementado significativamente sus envíos. Los precios en el hub europeo ARA se mantienen en un rango de $118 a $124 por tonelada, y el índice del carbón metalúrgico australiano ha superado los $215. Para los exportadores — Indonesia, Australia, Rusia, Sudáfrica — la conjunción sigue siendo favorable: la sólida demanda de Asia asegura ventas estables y sostiene los precios.
Electricidad y energías renovables: la generación renovable supera al carbón a nivel mundial
En el contexto de
