Revista del Sector Energético 25 de julio de 2026: Cotizaciones de petróleo Brent y WTI, gas TTF, OPEP+, productos derivados, carbón, electricidad y ERE

Noticias del petróleo y la energía del 25 de julio de 2026: Brent por encima de $100 por barril, gas TTF en máximos desde enero de 2023, detención de envíos de CPC, cuotas de OPEP+, mercado de combustibles en Rusia, carbón, electricidad y energías renovables. Resumen para inversores y participantes del mercado del TEP

El complejo energético mundial entra en el fin de semana con el nivel más alto de tensión de los últimos cuatro años. La escalada del conflicto entre EE. UU. e Irán, que se ha extendido desde el estrecho de Ormuz hasta el mar Rojo, ha llevado a los precios del petróleo Brent por encima de la marca psicológica de $100 por barril por primera vez desde mayo, mientras que el gas europeo en el hub TTF se encuentra en máximos desde enero de 2023. Al mismo tiempo, se han suspendido los envíos de petróleo kazajo a través del consorcio de oleoducto del Caspio, y el mercado interno ruso de productos petroleros apenas comienza a salir de una fase aguda de escasez. A continuación, se presenta un resumen detallado de los eventos clave en los sectores de petróleo y gas, carbón, y energía eléctrica para inversores y participantes del mercado del TEP.

Mercado del petróleo: la prima por riesgo geopolítico ha regresado a las cotizaciones

El mercado del petróleo ha estado en modo de reacción ante las noticias bélicas durante cinco semanas. La ruptura del nivel de $100 en el Brent ocurrió tras los informes de ataques a dos petroleros saudíes en el mar Rojo y declaraciones de EE. UU. sobre su disposición a llevar a cabo un ataque a gran escala contra Irán. Esto se convirtió en la culminación de un rally en el cual el sector de materias primas ganó más del 30% en tres semanas.

Factores que impulsan las cotizaciones al alza

La reducción física del tráfico a través del estrecho de Ormuz, por donde tradicionalmente transita alrededor del 20% del comercio mundial de petróleo.
La amenaza de un bloqueo en el estrecho de Bab-el-Mandeb, una ruta alternativa para las exportaciones saudíes evitando Ormuz.
La detención de envíos de petróleo kazajo en el mar Negro, que extrae más del 1% de la oferta mundial del mercado.
Los agotados inventarios comerciales de petróleo y productos petroleros en los países de la OCDE tras la fase de conflicto de primavera.
El aumento del costo del flete y del seguro, que se refleja en los precios finales para las refinerías.

Factores que limitan el crecimiento

La vía diplomática: los informes sobre intentos de Pakistán, respaldado por China, de reanudar las negociaciones entre EE. UU. e Irán eliminaron instantáneamente alrededor del 5% de prima del mercado.
El interés de China en la desescalada: las interrupciones en el Golfo Pérsico afectan los intereses del mayor importador de petróleo del mundo.
Las capacidades libres de la OPEP+ y la continuación de la recuperación de las cuotas.

La dispersión de las previsiones es récord. En RBC Capital Markets, se admite que con una escalada adicional, el Brent podría superar el pico de 2022 de $128 por barril. En UBS, por el contrario, esperan un retroceso a $85 para finales de año, resaltando que la recuperación de la producción en Oriente Medio avanza más lentamente de lo que anticipa el mercado, manteniendo el equilibrio del mercado petrolero en déficit.

OPEP+: las cuotas aumentan, pero los barriles reales llegan más despacio

La alianza continúa la recuperación gradual de la producción. La cuota de julio del "grupo de ocho" fue de 30.633 millones de barriles/día, un aumento de más de 1 millón de barriles/día en comparación con junio; el ligero paso de suavización mensual se mantiene en 188.000 barriles/día. La política general de la alianza se ha confirmado hasta el 31 de diciembre de 2026, y el nivel máximo de producción se establece en 39.725 millones de barriles/día. Paralelamente, continúa la evaluación de las capacidades de producción máximas de los miembros — este será la base para las cuotas fundamentales en 2027.

El problema clave para la OPEP+ hoy no son las cuotas sobre el papel, sino la logística: gran parte de las capacidades libres está situada en los países del Golfo Pérsico y depende físicamente del estrecho de Ormuz, cuyos riesgos impulsan los precios. La salida de los EAU de la alianza desde el 1 de mayo de 2026 ha reducido aún más el conjunto de ofertas controladas.

Mercado del gas: TTF en máximos, Europa corre el riesgo de no llenar sus depósitos

El mercado europeo del gas se ha convertido en el segundo epicentro de la crisis. Las cotizaciones del TTF han crecido más del 45% desde principios de julio y han superado los €63/MWh. Las razones son de carácter estructural:

reducción de los envíos de GNL de Catar y restricciones a las exportaciones del Golfo Pérsico;
reorientación de envíos de GNL de EE. UU. a mercados asiáticos con precios más altos;
calor anómalo en Europa, lo que aumenta la demanda de electricidad para aire acondicionado y, en consecuencia, de gas en la generación;
el aumento de las tarifas de flete y seguro en rutas a través de zonas de conflicto.

El mayor proveedor de gas a Europa, Equinor, ha advertido que la región tiene una alta probabilidad de no alcanzar el nivel objetivo de llenado de los depósitos subterráneos del 80% para el comienzo de la temporada de calefacción. El desfase entre las tasas de inyección y la norma de cinco años convierte el invierno 2026-2027 en el principal riesgo para la industria europea. Un componente adicional del problema es inflacionario: en el contexto de la conmoción energética, el BCE mantuvo el 23 de julio su tasa de depósito en 2.25%, aunque una parte significativa de los economistas espera otro aumento para finales de año.

Consorcio del Oleoducto del Caspio: golpe a las exportaciones de Kazajistán

El 19 de julio, el CPC suspendió la carga de petróleo en el terminal marítimo cerca de Novorossiysk después de los ataques de drones a dos petroleros. Desde el 21 de julio, Kazajistán detuvo el bombeo de crudo en el sistema del consorcio: los propietarios de los barcos se niegan a dirigir sus embarcaciones al terminal. El CPC asegura aproximadamente el 80-90% de las exportaciones de petróleo de Kazajistán y más del 1% de la oferta mundial de petróleo; en 2025, alrededor de 63 millones de toneladas de crudo pasaron a través del sistema.

El 23 de julio, el Ministerio de Energía de Kazajistán confirmó la reducción forzada de la producción diaria para evitar el desbordamiento de los depósitos de tanques. Parte de los volúmenes se redirige a través del oleoducto Bakú - Tbilisi - Ceyhan, sin embargo, sus capacidades no son suficientes para compensar completamente la exportación perdida. Para las refinerías europeas, orientadas al tipo CPC Blend, esto significa la necesidad de buscar urgentemente lotes de crudo ligero y bajo en azufre.

Rusia: el mercado de combustibles poco a poco sale de la fase aguda

El mercado interno de productos petroleros de Rusia está atravesando el verano más complicado en años. La escasez de gasolina y diésel, que ha estado presente desde finales de mayo, fue provocada por una combinación de factores: paradas no planificadas en las refinerías, un pico estacional en la demanda durante la temporada de vacaciones y la campaña de cosecha, así como limitaciones logísticas en las regiones del sur.

El conjunto de medidas adoptadas incluye:

prohibición total de exportación de gasolina, diésel, fuelóleo, queroseno y gasóleo;
reducción del estándar de ventas obligatorias en bolsa de gasolina del 15% al 10% durante el periodo del 1 de julio al 30 de septiembre;
anulación del arancel de importación y aumento de las importaciones de productos petroleros de Bielorrusia;
máxima carga de las capacidades operativas, reducción de los plazos de mantenimiento actual y traslado de los mantenimientos planificados;
activación del potencial de refinerías medianas y pequeñas.

El 21 de julio, el viceprimer ministro Alexander Novak anunció que el mercado comenzaba a estabilizarse, señalando que en ciertas regiones la situación se resuelve "en modo manual y puntual". La prioridad se da al suministro de productos a los agricultores durante la campaña de cosecha y al transporte hacia el norte. La FAS ha iniciado 15 casos contra participantes del mercado, y el 23 de julio, el Ministerio de Energía y las compañías petroleras han sido instruidas a estudiar la eliminación de los límites regionales sobre la venta de combustibles en volúmenes de menos de 50 litros — señal de que las autoridades consideran que el pico de la crisis ha pasado.

Exportación de petróleo ruso: volatilidad de los descuentos

La dinámica del petróleo exportado ruso Urals en 2026 muestra una amplitud poco característico. En abril y mayo, en el pico de la crisis de Oriente Medio, el Urals en las entregas a India y China se comercializó con una prima respecto al Brent, reflejando una aguda escasez de tipos sulfurosos. En junio y julio, las cotizaciones volvieron a un descuento en el rango de $2 a $3 por barril en medio de una disminución de la actividad de los procesadores asiáticos y la contracción del margen de las refinerías independientes chinas. El actual aumento de las cotizaciones de referencia mejora nuevamente los ingresos por exportación, sin embargo, la infraestructura de sanciones — las restricciones en el flete, el seguro y los pagos — continúa manteniendo los precios realizables por debajo de los indicadores de bolsa.

Mercado del carbón: revancha en medio de la escasez de GNL

El carbón vuelve a estar en la agenda de la energía global como combustible de última instancia. El carbón energético australiano Newcastle se cotiza alrededor de $130 por tonelada. La caída de los envíos de GNL a Asia genera una demanda adicional: según estimaciones de analistas sectoriales, el consumo adicional de carbón en la región de Asia-Pacífico en 2026 podría ser de alrededor de 70 millones de toneladas, y con el reinicio de las hostilidades a gran escala, podría llegar hasta los 90 millones de toneladas.

Japón es el líder en el aumento de la generación de carbón, donde la producción en las plantas de energía a carbón está creciendo a tasas de dos dígitos con una reducción del uso de gas. Corea del Sur y Taiwán también están aumentando la carga de las capacidades de carbón. En contraste, India frena las importaciones gracias al crecimiento de su propia producción y al alto inventario, mientras que China permanece relativamente protegido debido a la baja proporción de gas en su balance energético. Es significativo que las principales empresas mineras no se apresuren a aprobar nuevos proyectos, considerando el aumento de la demanda como cíclico, no estructural.

Energía eléctrica y energías renovables: un año récord en medio de la crisis

La paradoja del año 2026 es que la conmoción energética no desaceleró, sino que aceleró la transición energética. Según la última actualización de la previsión de la Agencia Internacional de Energía, la demanda mundial de electricidad crecerá un 3,6% en 2026 y otro 3,8% en 2027, pasando de 28.600 TWh en 2025 a 30.700 TWh para 2027. Los impulsores son la industria, el transporte eléctrico, el aire acondicionado y los centros de datos.

Los puntos clave de la previsión sobre generación son:

La generación renovable en 2026 superará por primera vez en la historia a la generación de carbón a nivel global.
La producción de energías renovables crecerá más del 8%, aumentando su participación en la generación mundial del 33% en 2025 al 37% para 2027.
La generación solar añadirá alrededor de 600 TWh y superará a la eólica, convirtiéndose en la segunda fuente de energías renovables después de la energía hidroeléctrica.
La demanda de electricidad en India aumentará un 7%; el país ha superado por primera vez la marca de 100 GW de generación renovable variable.

La imagen de inversión respalda la tendencia: se estima que las inversiones totales en el sector energético mundial en 2026 alcanzarán los $3.4 billones, de los cuales alrededor de $2.2 billones se destinarán a tecnologías de bajo carbono y a infraestructura de redes eléctricas. Las energías renovables recibirán alrededor de $665 mil millones, incluyendo $365 mil millones en energía solar — prácticamente $1 mil millones diarios, $200 mil millones en energía eólica y $75 mil millones en hidroenergía. Las inversiones en sistemas de almacenamiento de energía superarán por primera vez los $100 mil millones, aumentando más del 35% en un año. La lógica de los inversores es clara: la generación propia es una forma de asegurarse contra los choques geopolíticos en las cadenas de suministro de hidrocarburos.

¿Qué significa esto para los participantes del mercado TEP?

El mercado ha entrado en una fase en la que la formación de precios no se define por el equilibrio entre oferta y demanda, sino por evaluaciones probabilísticas de escenarios bélicos. Conclusiones prácticas para inversores, compañías de combustible y petróleo:

La cobertura se ha vuelto obligatoria. La amplitud de los movimientos de 5–7% por sesión convierte las posiciones no cubiertas en petróleo, gas y productos petroleros en una fuente de riesgo inaceptable.
El margen de refinación está bajo presión desde ambos lados. El aumento del costo de la materia prima junto con restricciones administrativas o competitivas sobre los precios al por mayor comprime los márgenes de las refinerías.
La logística es más importante que la geología. Ormuz, Bab-el-Mandeb y Novorossiysk han demostrado que el costo por barril hoy se determina por la transitabilidad en puntos críticos, no por la cantidad de reservas en el subsuelo.
El carbón y la energía nuclear reciben una prima por previsibilidad. Los activos con un horizonte contractual largo y una base de recursos interna están siendo reevaluados al alza.
El riesgo invernal en Europa no ha desaparecido. El desfase en el llenado de los depósitos subterráneos genera potencial para un nuevo salto en los precios del TTF en el cuarto trimestre.

Los próximos puntos de referencia para el mercado son la dinámica de la vía diplomática en torno a Irán, la reanudación de los envíos del CPC, las tasas de llenado de gas en los depósitos europeos y una nueva decisión de OPEP+ sobre cuotas. Cualquiera de estos eventos puede mover cotizaciones en $5–10 por barril en una sola sesión. Los inversores y participantes del mercado TEP deben asumir que la alta volatilidad en los sectores de petróleo, gas y energía se mantendrá al menos hasta finales del tercer trimestre de 2026.