Revisión del sector energético al 27 de julio de 2026: la diplomacia en el estrecho de Ormuz transforma el mercado del petróleo, el gas TTF en máximos históricos, OPEP+ se prepara para decidir sobre las cuotas de septiembre
El complejo energético mundial inicia la semana en un punto donde la formación de precios no está determinada por el equilibrio entre la oferta y la demanda, sino por el resultado de las negociaciones. El fin de semana trajo al mercado la primera señal clara de desescalada en un mes: Irán y Omán, al término de dos rondas de consultas en Teherán, anunciaron avances en el establecimiento de un mecanismo de navegación segura a través del estrecho de Ormuz, mientras que EE.UU., según medios estadounidenses, suspendió una serie de ataques para no interrumpir el diálogo. El crudo Brent ya retrocedió el viernes desde los $100 por barril, y el lunes promete generar alta volatilidad en el sector de petróleo y gas. A continuación, se presenta un resumen detallado de las noticias clave del sector energético para inversores y empresas de combustibles y petróleo.
Lo principal para la mañana del lunes, 27 de julio de 2026
- Petróleo: Brent cerró el viernes cerca de $96,8 por barril después de cerrar el jueves en $100,69; WTI – alrededor de $89. El aumento semanal se mantuvo en aproximadamente un 8%, y el mensual en más del 30%.
- Geopolítica: el 24 y 25 de julio, se llevaron a cabo rondas de negociaciones entre Irán y Omán sobre el estrecho de Ormuz; aún no se ha alcanzado un acuerdo, pero las partes acordaron continuar el diálogo.
- Gas: los precios del TTF se mantienen cerca de los máximos desde enero de 2023; los inventarios en los depósitos subterráneos de la UE son aproximadamente del 54%, el mínimo desde 2021.
- Logística: las exportaciones del Consorcio del Oleoducto del Mar Caspio en el terminal cerca de Novorossiysk siguen suspendidas.
- Rusia: la prohibición de exportación de gasolina se ha extendido hasta finales de 2026; las restricciones sobre el diésel serán levantadas a medida que el mercado se recupere.
- Calendario de la semana: reunión de la Reserva Federal del 28 al 29 de julio, reunión de OPEP+ el 2 de agosto, reportes de las grandes compañías a partir del 30 de julio.
Mercado del petróleo: prima por riesgo frente a diplomacia
El mercado del petróleo entra en la semana con un rango de escenarios excepcionalmente amplio. En un mes, el Brent pasó de $70 a $102 por barril y de vuelta, y el precio promedio de julio fue superior a $81. La corrección del viernes de un 4-5% fue una respuesta directa a las señales de reanudación del proceso de negociación, incluidos los esfuerzos de mediación respaldados por China, para quien las interrupciones en el Golfo Pérsico representan un golpe directo a los intereses económicos del mayor importador de materias primas del mundo.
Factores de apoyo a los precios
- La falta de un acuerdo final sobre el estrecho de Ormuz – a través del cual históricamente pasa aproximadamente una quinta parte del comercio mundial de petróleo.
- La producción mundial en junio se recuperó a 98,8 millones de barriles/día, pero aún está aproximadamente 9,4 millones de barriles/día por debajo de los niveles previos a la guerra.
- Los márgenes de refino y los spreads de craqueo en máximos de cuatro años debido a la escasez de productos refinados ligeros.
- Suspensión de las exportaciones de Kazajistán, que retira más del 1% de la oferta mundial del mercado.
Factores de presión sobre los precios
- Pronóstico de la EIA: el consumo mundial de petróleo en 2026 disminuirá en promedio en 1,2 millones de barriles/día, principalmente debido a los países asiáticos.
- Se espera un regreso significativo de volúmenes de crudo al mercado a medida que se normalice el tránsito.
- Riesgo de endurecimiento de la política monetaria: los futuros implican casi un 40% de probabilidad de un aumento de la tasa de la Reserva Federal en la reunión del 28-29 de julio.
OPEP+: el 2 de agosto la alianza alcanzará el límite de recuperación de cuotas
La reunión del comité de monitoreo y la reunión de los países con restricciones voluntarias están programadas para el 2 de agosto. Las cuotas de agosto se aumentaron en 188 mil barriles/día, hasta 9,887 millones para Rusia, 10,416 millones para Arabia Saudita, 4,405 millones para Irak, 2,660 millones para Kuwait, 1,618 millones para Kazajistán, 1,001 millones para Argelia y 836 mil barriles/día para Omán. Se espera un paso similar para septiembre, lo que efectivamente completará el retorno al mercado de los 1,65 millones de barriles/día anteriormente eliminados, teniendo en cuenta la cuota de los EAU, que abandonaron la alianza el 1 de mayo.
La intriga clave se desplaza a octubre: después de agotar el calendario, la alianza deberá determinar una nueva configuración de la política, en un contexto en el que las cuotas papeleras se desajustan de la realidad física. Kazajistán sigue produciendo de forma constante por encima del nivel permitido, y una parte significativa de las capacidades ociosas de OPEP+ está geográficamente vinculada al Golfo Pérsico.
Mercado del gas: Europa pierde la competencia por GNL
El gas europeo sigue siendo el segundo epicentro de la crisis energética. Los precios del TTF se mantienen cerca de los máximos desde enero de 2023, lo que equivale a aproximadamente $700 por mil metros cúbicos. La capacidad de almacenamiento subterráneo de la UE ronda el 54%, el peor indicador desde 2021, mientras que las tasas de inyección se están desacelerando: de 308 millones de metros cúbicos por día en junio a aproximadamente 270 millones en julio, frente a 338 millones del año anterior.
Las causas son estructurales: reducción de las entregas de GNL de Catar, reorientación de las exportaciones estadounidenses hacia mercados asiáticos premium, calor anómalo que incrementa la demanda de electricidad para climatización, y aumento de tarifas de flete y seguros. Las compras asiáticas en julio alcanzaron máximos semestrales, mientras que las europeas tocaron mínimos bienales. El riesgo de no llenar los depósitos subterráneos antes de la temporada de calefacción sigue siendo la principal amenaza a medio plazo para la industria de la UE y un factor de presión inflacionaria.
KTC y logística: la exportación de Kazajistán bajo amenaza
Las operaciones de carga en el terminal marítimo del Consorcio del Oleoducto del Mar Caspio han sido suspendidas tras ataques con drones a los petroleros. Kazajistán se vio obligado a reducir su producción diaria para evitar el desbordamiento de las reservas. El KTC proporciona alrededor del 80-90% de las exportaciones de petróleo del país; en 2025, aproximadamente 63 millones de toneladas de crudo pasaron por este sistema. La redistribución parcial de volúmenes a través de la ruta Bakú - Tiflis - Ceyhan no compensa la caída, y las refinerías europeas, que esperan el ligero crudo CPC Blend, se ven obligadas a buscar lotes sustitutos.
Rusia: el mercado de combustibles y la extensión de la prohibición de exportación de gasolina
El mercado interno de productos petroleros está atravesando una de las temporadas más complicadas en años. La escasez, causada por paradas no programadas en refinerías, picos estacionales en la demanda y restricciones logísticas, se compensa con medidas administrativas. La decisión clave del fin de semana: la prohibición de exportación de gasolina, introducida el 8 de julio y inicialmente programada hasta el 31 de julio, se ha prorrogado hasta finales de 2026 y se aplica tanto a productores como a no productores. Las restricciones sobre el diésel se levantarán gradualmente a medida que se recupere el equilibrio.
El paquete de medidas vigentes incluye:
- reducción de la normativa de ventas obligatorias en el mercado de gasolina del 15% al 10% y límites sobre las variaciones diarias de precios;
- eliminación de los aranceles de importación y aumento de la importación de productos petroleros, principalmente desde Bielorrusia;
- máxima utilización de capacidades, reprogramación de paradas planificadas y conexión de potenciales de refinerías medianas y pequeñas;
- prioridad en el suministro a agricultores durante la cosecha y el abastecimiento del norte;
- investigaciones antimonopolio sobre participantes de la cadena mayorista.
Los precios al por menor siguen aumentando más lentamente que los precios al por mayor: el costo promedio del AI-92 es de aproximadamente 67,9 rublos por litro, el AI-95 es de unos 72,1 rublos. El mecanismo de amortiguación sigue apoyando la economía de refinación, con pagos que superaron los 200 mil millones de rublos en mayo.
Exportación de petróleo y descuentos de Urals
La infraestructura sancionadora sigue manteniendo los precios de venta por debajo de los indicadores del mercado. El descuento de Urals en condiciones FOB Primorsk respecto a Dated Brent en junio promedió alrededor de $25 por barril, frente a $21 en mayo y menos de $20 en los cinco años anteriores, expandiéndose casi a $28 a principios de julio. Los descuentos en las entregas a India superaron nuevamente los $10 por barril, en medio de un regreso de volúmenes del Medio Oriente al mercado y la reducción de la actividad de los procesadores independientes chinos. A pesar de esto, la exportación marítima de crudo en junio alcanzó los 4,4 millones de barriles/día, notablemente por encima del nivel del año anterior. Para las compañías petroleras, esto significa que el aumento en los precios de referencia mejora los ingresos, pero el efecto se ve parcialmente compensado por el aumento de descuentos y costos de flete.
Carbón: combustible de última instancia
El mercado del carbón sigue siendo un beneficiario de la escasez de gas. El carbón energético australiano Newcastle se negocia alrededor de $130 por tonelada, mientras que el índice sudafricano 6000 se encuentra en un rango de $116 a $119. La demanda adicional en la región Asia-Pacífico para reemplazar la pérdida de GNL se estima entre 70 y 90 millones de toneladas para 2026, siendo Japón, Corea del Sur y Taiwán los líderes en la generación de carbón. Simultáneamente, en la dirección china se observa una corrección: los precios del carbón ruso en China han caído aproximadamente a $105 por tonelada en medio de altos niveles de almacenamiento y una reducción del consumo de electricidad. Las grandes empresas mineras interpretan el aumento de la demanda como cíclico y no se apresuran a aprobar nuevos proyectos.
Electricidad y energías renovables: un año récord a pesar de la crisis
El shock energético no ha detenido, sino acelerado la transición energética. Según el pronóstico actualizado de la Agencia Internacional de la Energía, la demanda mundial de electricidad crecerá un 3,6% en 2026 y un 3,8% en 2027, aumentando de aproximadamente 28,600 TWh a 30,700 TWh. Los impulsores de este crecimiento son la industria, la climatización, el transporte eléctrico y los centros de datos.
- La generación renovable en 2026 superará por primera vez a la generation de carbón a nivel mundial.
- La energía solar sumará aproximadamente 600 TWh y superará a la eólica, convirtiéndose en la segunda fuente de energías renovables después de la hidráulica.
- La participación de las energías renovables en la generación mundial crecerá del 33% al 37% para 2027; en Alemania, este indicador alcanzó el 58% en la primera mitad de 2026.
- Las inversiones totales en el sector energético global se estiman en $3.4 billones, de los cuales aproximadamente $2.2 billones corresponden a tecnologías y redes de bajo carbono.
- Las inversiones en sistemas de almacenamiento de energía superarán por primera vez los $100 mil millones como respuesta al aumento en el número de periodos de precios negativos en electricidad.
Calendario de la semana: lo que definirá la dinámica del sector energético
- 28-29 de julio: reunión de la Reserva Federal de EE. UU. El rango actual de tasas es del 3,50-3,75%, y el mercado considera un aumento como probable, pero no como escenario base.
- 29-31 de julio: datos sobre el PIB de EE. UU. del segundo trimestre y estadísticas semanales sobre inventarios de petróleo y productos petroleros.
- 30 de julio: reporte de Shell del segundo trimestre. La compañía anticipó al mercado un margen de refino de aproximadamente $20 por barril frente a $17 en el trimestre anterior con una reducción de la producción en el segmento de gas integrado debido a la situación en Catar.
- 31 de julio: resultados de ExxonMobil y Chevron: un indicador del impacto del rally de precios en las ganancias de las grandes empresas.
- 2 de agosto: reunión de OPEP+ sobre cuotas para septiembre.
Conclusiones para inversores y participantes del mercado energético
El mercado sigue en un estado donde una sola noticia puede mover las cotizaciones $5-10 por barril durante la sesión. Las pautas prácticas para la semana que viene son las siguientes:
- La cobertura es esencial. La amplitud de movimientos del 5-7% por sesión hace que las posiciones no cerradas en petróleo, gas y productos petroleros sean una fuente de riesgo inaceptable para las empresas y comerciantes de combustibles.
- La logística es más importante que la geología. Ormuz, Bab-el-Mandeb y Novorossiysk han demostrado que el precio por barril se determina por la capacidad de tránsito de los cuellos de botella, no por el volumen de reservas en el subsuelo.
- El margen de refinación es la variable clave. Los altos spreads de craqueo respaldan a las refinerías donde los precios de venta no están administrativamente limitados.
- El riesgo invernal en Europa no ha sido eliminado. El retraso en la inyección en los depósitos subterráneos genera un potencial nuevo impulso de precios en el mercado del gas en el cuarto trimestre.
- Los activos con flujo de efectivo predecible se revalorizan al alza. El carbón, la generación nuclear y las energías renovables con un horizonte contractual largo obtienen una prima por su independencia de las cadenas de suministro geopolíticas.
El escenario base para la semana es la continuación de la elevada volatilidad con el intento de que el Brent se mantenga en el rango de $88-98 por barril. Un descenso es posible con la firma del acuerdo sobre el estrecho de Ormuz, y un aumento si se interrumpen las negociaciones y se reanudan los ataques. Los participantes del mercado energético deben partir del hecho de que la fase de elevada incertidumbre en el sector de petróleo y gas y en el sector energético se mantendrá al menos hasta finales del tercer trimestre de 2026.
