Lo más importante para la mañana del miércoles, 29 de julio de 2026
- Petróleo. Los futuros de Brent se negocian alrededor de $86–87 por barril, mientras que WTI se encuentra cerca de $81. Al cierre del lunes, ambos benchmarks perdieron aproximadamente un 8%, el mayor descenso diario en varios meses.
- Geopolítica. EE.UU. ha suspendido una serie de ataques nocturnos a Irán; Washington habla de "una pausa para la negociación", mientras que Teherán aún no confirma concesiones.
- Logística. La exportación neta de petróleo y derivados a través del estrecho de Ormuz para la semana que finalizó el 24 de julio promedió alrededor de 2,9 millones de barriles por día, en comparación con 5,9 millones de b/d la semana anterior.
- Gas. El precio spot de TTF alcanzó el equivalente a ~$744 por mil m³ en comparación con ~$532 en promedio durante junio, el máximo desde diciembre de 2022.
- Electricidad y energías renovables. La generación solar proporcionó por primera vez cerca del 25% de la producción de electricidad en la UE, superando a la nuclear, gas y eólica.
- Rusia. La prohibición de exportaciones de gasolina se prorroga hasta finales de 2026, y la medida de importación se extiende al diésel.
Petróleo: el mercado desmantela la prima por guerra
La clave del mercado petrolero es la velocidad a la que se elimina la prima geopolítica. El 23 de julio, Brent alcanzó un máximo de seis semanas en medio del duodécimo ataque nocturno consecutivo de EE.UU. a instalaciones iraníes y el aumento de tensiones en el Mar Rojo. Después de los informes sobre la suspensión de ataques, las cotizaciones abrieron la semana con una fuerte caída: primero a $86,8, luego por debajo de $85, marcando el primer descenso desde el 17 de julio. Para la tarde del lunes, el mercado recuperó parte de las pérdidas; sin embargo, el martes la caída continuó y el martes-miercoles el petróleo se estabilizó cerca de los mínimos de tres semanas.
Fundamentalmente, el mercado se encuentra bajo la influencia de tres fuerzas:
- Esperanza diplomática. La pausa en los ataques se interpreta por los traders como una oportunidad para alcanzar un acuerdo y como un precursor del desbloqueo de la navegación.
- Déficit físico. Los suministros a través de Ormuz permanecen a la mitad de lo habitual, y las tarifas de seguro para los barcos en zonas de riesgo son varias veces más altas que los niveles previos a la guerra.
- Recuperación de la oferta. El regreso parcial de barriles iraníes al mercado está intensificando la competencia por los compradores asiáticos y presionando los diferenciales.
Analistas de bancos de inversión habían elevado anteriormente sus pronósticos para Brent en 2026 a $85, considerando interrupciones prolongadas en el estrecho. La actual desescalada hace que esta proyección sea más un límite superior que inferior de este escenario.
Estrecho de Ormuz y Mar Rojo: cuello de botella en el Tercer Sector Energético Mundial
Antes del conflicto, aproximadamente una cuarta parte del comercio marítimo de petróleo y alrededor del 20% del LNG mundial pasaba por el estrecho de Ormuz. Hoy, el tráfico se ha reestablecido solo parcialmente: los petroleros viajan principalmente por un corredor norte a lo largo de la costa iraní, y las tasas de bombeo son inestables de semana a semana.
Al mismo tiempo, se ha intensificado una segunda ruta. Los hutíes yemeníes anunciaron ataques 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 alternativa en caso de cierre de Ormuz, por lo que cualquier interrupción prolongada de su operación devuelve de inmediato la prima de riesgo a las cotizaciones de petróleo y flete.
OPEP+: las cuotas aumentan, la producción real se queda atrás
Formalmente, la alianza sigue en su curso de suavizar las restricciones. El techo conjunto del "grupo de siete" principales participantes se elevó en julio a 30.633 millones de b/d frente a 29.548 millones de b/d en junio. Sin embargo, los volúmenes reales están lejos de lo permitido:
- Arabia Saudita produjo alrededor de 3,44 millones de b/d menos que la cuota;
- Irak – 2,38 millones de b/d menos;
- Kuwait – 1,18 millones de b/d menos;
- Rusia en junio produjo 8,928 millones de b/d, quedándose atrás de lo planeado en 834 mil b/d;
- Kazajistán, por el contrario, excedió su cuota en más de 1,15 millones de b/d.
El desfase de los participantes del Medio Oriente no se explica por mala disciplina, sino por la imposibilidad física de transportar la materia prima. La salida de los Emiratos Árabes Unidos de OPEP y OPEP+ a partir del 1 de mayo ha reducido aún más la gestionabilidad del acuerdo. La conclusión práctica para el mercado: la alianza ha acumulado un potencial exportador significativo “dormido”, que se desbordará en la oferta tan pronto como se normalice la navegación; este es el principal factor bajista de mediano plazo para el petróleo.
Gas y LNG: Europa paga por el desfase en el almacenamiento
El mercado de gas europeo se está moviendo en contra de las tendencias del petróleo. Hasta el 19 de julio, las reservas subterráneas en la UE estaban llenas 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, la recarga diaria era de alrededor de 308 millones de m³, en julio de aproximadamente 270 millones de m³, en comparación con 338 millones de m³ del año pasado.
Por qué sube el precio del gas
- Las importaciones de LNG en julio pueden caer a alrededor de 6,5 millones de toneladas, el mínimo en dos años y cerca de una cuarta parte menos que el año pasado;
- Asia está recomprando envíos libres: para la región de Asia-Pacífico es una cuestión de consumo actual, para la UE - de reservas;
- Qatar está restableciendo los envíos desde Ras Laffan solo gradualmente y promete devolver la mayor parte de las capacidades en un plazo de dos meses tras la reapertura total del estrecho;
- A partir del 1 de enero de 2027, entra en vigor la prohibición de la UE sobre la importación de LNG ruso bajo contratos a largo plazo, y de gas por tubería desde el 30 de septiembre de 2027.
Según estimaciones conservadoras, para principios de noviembre, las PCHG de la UE podrían alcanzar solo un 75% de su capacidad, cerca del mínimo histórico. Esto mantiene la prima en los contratos de invierno y hace que la industria europea sea estructuralmente vulnerable durante otra temporada de calefacción.
Carbón: corrección tras la escalada
El mercado del carbón está reaccionando a la volatilidad del petróleo y gas con rezago. A mediados de julio, los índices europeos de carbón energético se fortalecieron a más de $118 por tonelada siguiendo el aumento del petróleo y gas, pero en la semana pasada, los precios se corrigieron a la baja en Europa, China y Australia. Las reservas en los nueve principales puertos de China se mantienen en alrededor de 29 millones de toneladas, lo que limita el potencial de crecimiento.
Para los exportadores rusos, la imagen es ambivalente. La carga a través de los puertos del Mar Negro y Azov aumentó un 21,5% en la primera mitad del año, alcanzando 13,9 millones de toneladas, apoyando la exportación total. Sin embargo, las sanciones, las altas tarifas ferroviarias y el fortalecimiento del rublo reducen el margen, mientras que la competencia por los mercados turco y asiático se intensifica. La pauta a largo plazo la establece el plan quinquenal de desarrollo energético de China para 2026–2030: la demanda de carbón y petróleo alcanzará su punto máximo en los próximos cinco años, después del cual pasarán a ser fuentes de reserva.
Electricidad y energías renovables: récord solar y noches caras
En junio, las plantas solares aseguraron 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 establecieron récords mensuales. En ciertos días, la proporción de energías renovables en Alemania se acercó al 74%, mientras que la generación solar llegó al 37,5%.
La cara opuesta de estos récords es el creciente precio volátil de la electricidad. La escasez de sistemas de almacenamiento provoca que el excedente diurno se pierda, mientras que los picos vespertinos se cierran con costosa generación a gas y carbón. Un factor adicional son las limitaciones en las centrales nucleares francesas debido a la temperatura del agua en los ríos durante períodos de calor. Para los inversores, esto desplaza el enfoque de la introducción de nuevas capacidades de energías renovables hacia las redes, sistemas de baterías y demanda flexible.
Rusia: mercado de combustibles, refinerías y amortiguador
El mercado interno de productos petroleros sigue bajo control manual. El paquete de medidas en vigor incluye:
- prohibición total de la exportación de gasolina, prorrogada hasta finales de 2026;
- prohibición de exportación de diésel, fuelóleo, queroseno y gasóleos;
- reducción del estándar de ventas obligatorias en bolsa de gasolina del 15% al 10% durante el período del 1 de julio al 30 de septiembre;
- máxima carga de las refinerías, reducción de los períodos de reparaciones y traslado de las programadas;
- amortiguador de importación, extendido a la gasolina desde julio, y tras la aprobación de enmiendas al código tributario, también al diésel y a los destilados medios (por un período hasta julio de 2027);
- eliminación de derechos de importación y aumento de suministros desde países de la EAEU.
También se está preparando un mecanismo de compensación de contratos directos al calcular los estándares de bolsa; las autoridades esperan reducir el riesgo de déficits locales en las regiones.
Exportación de petróleo ruso: descuentos contra el presupuesto
Los volúmenes físicos de exportación de petróleo ruso están cerca de máximos desde el inicio del año, pero la parte de precios está empeorando. El descuento de los Urales en la primera mitad de julio aumentó aproximadamente $3 por barril en comparación con junio; en condiciones FOB en los puertos bálticos, el spread con Dated Brent se valoró en un rango de $25–28 por barril frente a un promedio de cinco años de aproximadamente $19,8. El precio promedio utilizado para calcular el impuesto sobre la renta en julio se estableció en alrededor de $50,4 por barril, en comparación con $63,5 en junio.
Dado que el presupuesto se elaboró a partir de un precio de los Urales de aproximadamente $59 por barril, y el déficit ya supera considerablemente la proyección anual, la disminución de los precios en julio se reflejará en los ingresos del tesoro en agosto. El regreso de barriles iraníes al mercado indio intensifica la competencia y aumenta la probabilidad de más descuentos.
Qué monitorear para los participantes del mercado energético en las próximas sesiones
- Formato de negociaciones entre EE.UU. e Irán: la confirmación de contactos directos podría llevar a Brent a un rango de $75–80.
- Dinamismo de bombeo a través de Ormuz: un regreso a 5–6 millones de b/d será una señal del fin de la crisis de suministro.
- Los ataques de los hutíes a la infraestructura saudí: las agresiones a Yanbu y al oleoducto "Este-Oeste" devuelven instantáneamente la prima de riesgo.
- Progreso en la inyección de gas a las PCHG de la UE: un desfase en agosto implicaría un invierno caro y un TTF alto.
- Recuperación de los envíos de LNG desde Qatar: factor clave para el balance Europa-Asia.
- Decisiones de OPEP+ sobre cuotas para septiembre y la capacidad real de los participantes para cumplirlas.
- Precios de gasolina y diésel en la bolsa de Rusia en el contexto de prohibiciones de exportación prolongadas y amortiguadores de importación.
El resumen para inversores y participantes del mercado energético: el petróleo entra en una fase de normalización de precios a pesar de la anormalidad logística, el gas continúa siendo el segmento más tenso de la energía mundial, el carbón se comercializa en un rango lateral, y la energía eléctrica depende cada vez más de la flexibilidad de las redes, en lugar 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.
