Mercado de petróleo: Brent alrededor de $92, WTI alrededor de $85 — pausa tras el rally
Los precios del petróleo cerraron el lunes con una caída de más del 2%: el Brent cerró cerca de $92 por barril, el WTI se cotiza alrededor de $85. Esta es la primera corrección notable tras dos semanas de crecimiento, en las que el mercado había incorporado en el precio las negociaciones estancadas sobre el estrecho de Ormuz y los ataques a barcos en los golfos Pérsico y de Omán. En comparación con el nivel anterior al inicio de la guerra (alrededor de $71 por Brent a finales de febrero), la prima por riesgo geopolítico sigue siendo de aproximadamente un 30%.
Los principales factores de la dinámica de precios para hoy son:
- Factor sancionador: el mercado espera detalles sobre las nuevas restricciones de Estados Unidos; una mayor presión sobre los compradores de petróleo iraní podría reducir la oferta, pero también eleva el riesgo de escalada en el estrecho.
- Flujos físicos: el tránsito a través del estrecho de Ormuz sigue siendo varias veces inferior al nivel anterior a la guerra, de ~110 barcos al día; según los datos de seguimiento, en ciertos días se registran entre uno y varios decenas de pasajes, mientras que cientos de petroleros esperan cerca de la costa.
- Pronóstico de la EIA: la Administración de Información Energética de EE.UU. espera un precio promedio del Brent de alrededor de $85 en el tercer trimestre y aproximadamente $87 al final de 2026; el regreso de la producción del Medio Oriente a los niveles anteriores a la guerra no se prevé antes de principios de 2027, con una caída de alrededor de 0.6 millones de barriles por día hasta finales del próximo año.
- Reservas: el martes por la tarde se publicará el informe de la API, y el miércoles los datos de la EIA; las reservas comerciales de petróleo en EE.UU. se mantienen por debajo de la media de cinco años, lo que respalda la estructura temporal del mercado.
“Paria Económico”: EE. UU. trasladan el conflicto con Irán al ámbito financiero
El 24 de agosto, el secretario del Tesoro de EE. UU., Scott Beers, presentó una campaña que la administración misma ha denominado “Día D Económico”. Su objetivo es “cortar todas las líneas de vida económicas” del régimen iraní y lograr la reanudación de la navegación a través del estrecho de Ormuz sin una nueva ronda de ataques aéreos. Los elementos clave del paquete son:
- Definiciones de sanciones sectoriales en cinco áreas que se consideran “vitales” para Teherán: activos digitales, tecnología, oro, aviación y transporte marítimo.
- Más de 60 personas jurídicas y naturales, así como barcos, incluidos en las listas de OFAC, incluyendo una red de brokers y “flota sombra” que operaba a través de los EAU, Hong Kong, China, Singapur y Suiza para el transporte de petróleo iraní.
- Ampliación del riesgo de sanciones secundarias para cualquier contraparte de Irán: los países recibirán un plazo específico para reducir sus vínculos, tras el cual seguirán acciones unilaterales.
- Promesa de una gran medida sancionadora contra una institución financiera no nombrada antes del final de la semana.
El golpe más duro se ha pospuesto por el momento: Beers lo calificó como un “disparo de advertencia”, y el presidente Trump está llamando personalmente a líderes mundiales con “peticiones concretas”. En la zona de riesgo, según expertos, están China, India, Turquía, Irak y los EAU. Teherán respondió prometiendo una reacción “sísmica”, y el ministerio de finanzas iraní declaró su total preparación para nuevas restricciones. Para el mercado petrolero, es crucial la pregunta de si Washington se decidirá a sancionar a los bancos chinos: precisamente China sigue siendo el principal comprador de petróleo iraní, aunque el bloqueo marítimo ya ha reducido su importación de Irán a aproximadamente 340 mil barriles por día, en comparación con 1,14 millones en marzo.
Estrecho de Ormuz: ataque a un petrolero y negociaciones a través de Omán
En la madrugada del martes, el centro británico UKMTO informó sobre el impacto de un proyectil no identificado en un petrolero a unas nueve millas náuticas de la costa de Omán: se dañó el departamento de máquinas, la tripulación no resultó herida, y se están evaluando las consecuencias ecológicas. El incidente confirma que, a pesar de las declaraciones de EE. UU. sobre “control total” sobre el estrecho, la seguridad de la navegación no se ha restablecido.
La vía diplomática se mantiene. Irán y Omán continúan discutiendo un protocolo de gestión de la navegación, y los contactos indirectos entre Teherán y Washington se llevan a cabo a través de Pakistán. Sin embargo, las posiciones de las partes son rígidas: Irán insiste en el levantamiento del bloqueo marítimo de EE. UU. y en el reconocimiento de su derecho a regular (y tarificar) el paso de barcos, mientras que Washington insiste en la libertad de navegación. El memorando del 17 de junio ya se rompió una vez en julio, por lo que el mercado evalúa la probabilidad de un rápido avance con cautela.
OPEP+: cuotas restauradas, producción física — no
El aumento de cuotas en septiembre de 188 mil barriles por día ha puesto fin a la reversión de los recortes voluntarios de 2023 de 1,65 millones de barriles por día. Siete países de la alianza (Arabia Saudita, Rusia, Irak, Kuwait, Kazajistán, Argelia, Omán; los EAU se retiraron de la OPEP en mayo) han dejado claro que probablemente las cuotas permanezcan sin cambios hasta fin de año. Se espera la siguiente decisión para octubre el 6 de septiembre.
El matiz clave para los inversores: las cuotas en papel y la producción real están desconectadas. Debido al cierre del estrecho, a los ataques a la infraestructura y a las detenciones forzadas, la producción real de OPEP+ se mantiene aún varios millones de barriles por día por debajo del nivel de febrero. Precisamente por esta razón, los analistas advierten: tan pronto como los flujos se normalicen, la alianza deberá gestionar no un déficit, sino un posible excedente.
Gas y GNL: TTF supera €65/MWh en medio de la lentitud en el almacenamiento en gasoductos
El mercado europeo del gas sigue siendo el segmento más tensionado del sector energético. Los futuros de septiembre en el hub TTF se cotizan cerca de €65/MWh, el máximo desde enero de 2023 y más de un 20% por encima del nivel de hace dos semanas. Las razones son:
- Déficit de GNL catarí: los envíos del Golfo Pérsico a través del estrecho de Ormuz se realizan esporádicamente; QatarEnergy no se apura en volver a un cronograma completo.
- Bajas reservas: los depósitos de gas de la UE estaban llenos solo en un 61,4% al 17 de agosto, en comparación con casi el 74% del año anterior; se tuvo que reducir el objetivo del 1 de noviembre del 90% al 80%.
- Calor y energía hidroeléctrica: las temperaturas anómalas han incrementado la demanda de gas para la generación, y la producción hidroeléctrica récord de baja ha aumentado la carga en las unidades de gas.
- Competencia con Asia: el GNL spot JKM se mantiene en alrededor de $21+/MMBtu; Japón, Corea y Taiwán cubren parcialmente los riesgos con carbón.
En este contexto, el Henry Hub estadounidense sigue por debajo de $3/MMBtu con una producción récord en EE.UU. de aproximadamente 122.5 mil millones de pies cúbicos por día — el diferencial entre el gas estadounidense y el mundial sigue justificando la ola de inversiones en terminales de exportación de GNL.
Generación eléctrica y energías renovables: récord de generación solar salva las redes
El verano de 2026 fue una prueba de estrés para el sistema energético de Europa. En junio y julio, la producción hidroeléctrica en la UE cayó a su mínimo en al menos una década, Francia redujo la potencia de sus plantas nucleares debido al sobrecalentamiento de los ríos, y los precios intradía en Francia y Alemania durante las horas pico superaron los €300/MWh, mientras que en el sureste de Europa llegaron a €700/MWh. Sin embargo, las redes resistieron gracias a la generación solar récord: en los días pico de calor, la producción solar fue un 17% superior a la habitual. La principal conclusión de los reguladores es que el déficit se produce durante las horas de la tarde, por lo que se están acelerando las inversiones en sistemas de almacenamiento: el Reino Unido está subvencionando 7.6 GW de baterías a largo plazo, mientras que España podría triplicar la capacidad de los sistemas de almacenamiento para finales de año.
En EE. UU., la energía eólica y solar en la primera mitad del año superó por primera vez al carbón y la energía nuclear juntos, representando el 20% de la producción; la generación solar creció un 21%, la hidroeléctrica un 9% y la eólica un 6%. La demanda por parte de los centros de datos sigue siendo un motor de crecimiento, aunque Texas ha suspendido la aprobación de nuevos sitios.
Carbón: Newcastle alrededor de $130 por tonelada, Asia cubre riesgos de GNL
El carbón energético de Newcastle se ha estabilizado alrededor de $130/t después de un promedio de $144 en junio. La presión sobre los precios proviene del enfriamiento de la demanda en China debido a un verano lluvioso y el aumento de la producción nacional en India (+7.5% interanual en julio, hasta 69.75 millones de t). La seguridad energética también ofrece apoyo: Japón, Corea del Sur y Taiwán están aumentando sus compras de carbón como seguro contra interrupciones de GNL. El consenso para el tercer trimestre es de alrededor de $130/t, con una reducción gradual a $120 en 2027; el carbón metalúrgico se mantiene cerca de $240/t debido a las restricciones en China.
Rusia: exportación de petróleo a Asia en récords, mercado interno de combustibles a control manual
La exportación de petróleo ruso se está redirigiendo hacia el Este. En julio, China compró el 50% del petróleo crudo ruso, India el 37%; las refinerías indias importaron un récord de 2.8 millones de barriles por día, lo que representa el 55.5% de todas las importaciones del país. El precio promedio de Urales en julio fue de aproximadamente $60 por barril, por encima del nuevo límite del G7 y la UE de $44.10, que está en vigor desde febrero. Las compras chinas de cargamentos marítimos rusos aumentaron un 28% en un mes: las refinerías están sustituyendo los barriles que faltan de Oriente Medio.
El mercado interno de productos petroleros está atravesando una segunda ola de crisis:
- la prohibición de las exportaciones de gasolina se ha ampliado hasta el 31 de enero de 2027, mientras que la limitación de diésel se aplica hasta el 1 de septiembre, aún no se ha tomado una decisión sobre la prórroga para los productores;
- el viceprimer ministro Alexander Novak informó sobre la puesta en marcha de varias refinerías después de reparaciones y confirmó que el cuartel federal se reunirá dos veces por semana;
- el déficit se cubre con importaciones (está a la venta gasolina india) y la producción de combustibles de clases ecológicas K-2-K-4, cuya proporción no superará el 10%;
- en el sur, incluido el territorio de Krasnodar, las compañías petroleras están implementando límites en la venta de combustibles en plena temporada turística;
- se está discutiendo la prohibición de las exportaciones de hidrocarburos aromáticos — materia prima para componentes de alto octanaje.
Qué observar el 26 de agosto: calendario para los participantes del mercado energético
- Detallado de las sanciones de EE. UU. — lista de países que recibirán “plazos” y la decisión anunciada sobre la institución financiera.
- Investigación del ataque al petrolero frente a la costa de Omán y la reacción de aseguradoras y armadores.
- Progreso en las negociaciones Irán - Omán sobre el protocolo de navegación en el estrecho de Ormuz.
- Datos semanales de la API sobre reservas de petróleo y productos petroleros en EE.UU.
- Dinamismo de la inyección en los depósitos de gas europeos y precios de TTF en medio de la finalización de la temporada de inyecciones.
- Preparación para la reunión de la OPEP+ del 6 de septiembre: señales sobre una pausa en el aumento de las cuotas.
En resumen: el mercado de petróleo se encuentra en equilibrio entre dos escenarios: la presión financiera exitosa, que conduciría a la apertura del estrecho y a la caída del Brent a $80–85, y la escalada que devolvería los precios a los niveles de tres cifras de la primavera. El mercado de gas europeo, en cualquier caso, entra en la temporada de calefacción con un margen de seguridad menor que el de hace un año, y la transición energética recibe un estímulo adicional de la generación solar récord y de las inversiones en sistemas de almacenamiento. La analítica diaria sobre el mercado energético la puedes leer en el canal de Telegram Open Oil Market.
