Noticias de petróleo, gas y energía del 18 de julio de 2026: Brent $84–85, bloqueo del Estrecho de Ormuz, almacenamiento subterráneo de gas en Europa al 49,7%, gas TTF 50,6 €/MWh, Grecia bloquea el paquete 21 de sanciones de la UE sobre GNL, crisis en el mercado de productos petroleros de Rusia, OPEP+, carbón y energías renovables
El mercado de energía y recursos naturales se dirige hacia el fin de semana del 18 de julio de 2026 en un estado de tensión estructural que la energía mundial no ha conocido desde la crisis de 2022. El restablecimiento del bloqueo marítimo en el Golfo Pérsico ha paralizado prácticamente la navegación a través del Estrecho de Ormuz, el petróleo Brent se mantiene en torno a los $84–85 por barril, y los depósitos subterráneos de gas europeos están llenos a menos de la mitad, el nivel mínimo para mediados de julio en la historia de las observaciones. Al mismo tiempo, Grecia ha bloqueado el 21° paquete de sanciones de la UE debido a la prohibición del transporte de GNL ruso, y el mercado de combustibles de Rusia enfrenta una grave escasez de productos petroleros ante la caída de la refinación a su nivel más bajo desde 2005. A continuación, una revisión detallada de los eventos clave en el sector de petróleo, gas y energía para inversores y participantes del mercado de energía, compañías de combustibles y petróleo.
Mercado del petróleo: paralización del Estrecho de Ormuz, pero los precios permanecen en el rango
El principal paradoja del momento actual en el mercado mundial del petróleo es que un shock logístico sin precedentes no se refleja en un rally de precios. Al cierre de las operaciones del 16 de julio, las cotizaciones del Brent se situaban en $84,85 por barril, habiendo caído un 0,6% con respecto a la sesión anterior. Sin embargo, desde el inicio de 2026, el petróleo se ha encarecido casi un 39%, y en comparación con los niveles de junio, ha aumentado alrededor de un 2,6%.
Los factores clave que determinan la dinámica de los precios del petróleo son los siguientes:
- Bloqueo de Ormuz. Tras nuevos ataques a instalaciones militares en Irán y las acciones de respuesta de Teherán contra bases en el Golfo Pérsico, la navegación a través del estrecho se ha detenido prácticamente. Los datos del AIS de barcos muestran la interrupción del paso de tanqueros a través de las aguas de Omán. EE. UU. ha restablecido el bloqueo marítimo a los barcos que navegan hacia los puertos iraníes desde el 14 de julio.
- Corredor controlado. Una parte significativa de los analistas considera que la alternancia de fases de escalada y desescalada mantiene el petróleo en el rango de $75–90 por barril, y los participantes buscan evitar fluctuaciones más agudas.
- Factor monetario. La percepción de que la Reserva Federal no cambiará su política de tasas en el corto plazo limita la liquidez esperada y presiona a toda la complejidad de las materias primas.
- Reservas. Según datos del Instituto Americano del Petróleo (API), las reservas comerciales de crudo en EE. UU. cayeron durante la semana de informe en solo 0,564 millones de barriles, frente a un pronóstico consensuado de reducción de 2,7 millones, lo que es un factor moderadamente bajista.
Para las compañías petroleras e inversores, la conclusión fundamental es la siguiente: el mercado del petróleo ha dejado de reaccionar de forma lineal a la geopolítica. La prima de riesgo ya está en gran medida incorporada en el precio, y un mayor aumento en las cotizaciones requiere no solo titulares, sino pérdidas físicas de volumen.
OPEP+ tras la salida de los EAU: cuotas en aumento, producción sin cambios
La configuración de la alianza petrolera ha sufrido cambios fundamentales durante 2026. Los Emiratos Árabes Unidos salieron de la OPEP y OPEP+ el 1 de mayo para aumentar su propia producción, lo que ha sido un fuerte golpe a la solidez institucional del acuerdo en los últimos años.
Cuotas de julio de 2026
- Siete países clave de OPEP+ — Arabia Saudita, Rusia, Irak, Kuwait, Kazajistán, Argelia y Omán — aumentaron la cuota de julio en 188 mil barriles por día.
- La cuota total de la alianza para julio se establece en 35,83 millones de barriles por día sin tener en cuenta las compensaciones de quienes infringen el acuerdo.
- La cuota de Rusia para julio se ha incrementado en 62 mil barriles por día — a 9,8 millones de barriles por día; Arabia Saudita recibió un aumento similar, llevando su plan a 10,353 millones de barriles por día.
- El período de compensación por sobreproducción se ha prorrogado hasta fin de 2026.
Discrepancia entre el plan y los hechos
La historia clave del mercado petrolero a mediados de 2026 es el colosal desfase entre los volúmenes permitidos y los reales de producción. En junio, OPEP+ aumentó la producción en 1,18 millones de barriles por día en comparación con mayo; sin embargo, quedó detrás de su propio plan en 7,1 millones de barriles por día. La discrepancia en los cuotados de los diferentes países es la siguiente:
- Arabia Saudita — menos 3,444 millones de barriles por día con respecto a la cuota;
- Irak — menos 2,382 millones de barriles por día;
- Kuwait — menos 1,176 millones de barriles por día;
- Rusia — menos 834 mil barriles por día (la producción real en junio disminuyó en 61 mil barriles por día en comparación con mayo, hasta 8,928 millones de barriles por día);
- Kazajistán — superávit de la cuota de 1,152 millones de barriles por día; Omán — 126 mil barriles por día.
La discrepancia en la producción de los productores del Medio Oriente está directamente relacionada con el conflicto regional y la imposibilidad de exportar crudo. De hecho, las cuotas de OPEP+ han perdido su función como herramienta para gestionar la oferta: el mercado se equilibra no por las decisiones de los ministros, sino por el estado de los estrechos y la infraestructura portuaria.
Pronósticos de la AIE y OPEP: demanda estable, oferta en duda
En el informe de julio, la Agencia Internacional de Energía evalúa de manera notablemente más cautelosa las perspectivas del mercado petrolero y ha reducido sus pronósticos sobre las entregas mundiales de petróleo. Un mes antes, la agencia contemplaba que la recuperación del tránsito a través del Estrecho de Ormuz permitiría aumentar la producción mundial en 2027 en aproximadamente 8 millones de barriles por día y formar un notable exceso de oferta. La revisión de esta premisa significa que el escenario de superávit se aplaza.
Por el contrario, la OPEP se muestra constructiva respecto a la demanda:
- se ha elevado el pronóstico de crecimiento de la demanda mundial de petróleo para 2027 a 1,94 millones de barriles por día desde 1,73 millones de barriles por día;
- las expectativas de crecimiento de la economía mundial se mantienen en torno al 3,1% en 2026 y 3,2% en 2027;
- el pronóstico de producción fuera de OPEP+ para 2026 ha aumentado en 10 mil barriles por día — hasta 54,84 millones de barriles por día.
El marco a largo plazo también se mantiene inflacionario para las materias primas: según el viceprimer ministro de Rusia, Alexander Novak, la demanda global de petróleo seguirá creciendo al menos hasta 2050, y la proporción de reservas de difícil extracción (TDE) en la estructura de la producción rusa podría alcanzar el 87%.
Mercado del gas en Europa: depósitos vacíos, competencia por el GNL se intensifica
El segmento más vulnerable del mercado global de energía a mediados de julio de 2026 es el gas europeo. La temporada de inyección comenzó el 1 de abril, pero a mediados del verano, los depósitos subterráneos de gas de la UE están llenos, en promedio, al 49,7% — un mínimo absoluto en los últimos años. A principios de julio, esta cifra era de 49,22%.
Causas de la caída en la inyección
- Invierno frío 2025/26 y altas tasas de extracción de gas de los depósitos subterráneos.
- Colapso del GNL en el Medio Oriente. Según la AIE, la producción de gas natural licuado en Catar y los EAU disminuyó casi en un 80% interanual de marzo a junio debido a daños en la infraestructura y problemas de navegación a través del Estrecho de Ormuz.
- Competencia asiática. En julio, las compras de GNL por parte de países asiáticos podrían alcanzar un máximo de seis meses de 23,05 millones de toneladas, mientras que las europeas se espera que solo alcancen 6,9 millones de toneladas — un mínimo de dos años. China, Japón y Corea del Sur están adquiriendo activamente partidas estadounidenses que de otro modo habrían ido a Europa.
- Condiciones de precio desfavorables, que disminuyeron la motivación económica de los comerciantes para inyectar en la primera mitad de la temporada.
Referencias de precios
El gas en el hub TTF se negocia alrededor de 50,6 euros por MWh. A principios de julio, las cotizaciones superaban los 535 dólares por mil metros cúbicos con un nivel de 44,13 euros por MWh. Un escenario relativamente tranquilo para los próximos meses plantea un rango de 45–60 euros por MWh. Sin embargo, en caso de un nuevo bloqueo del tráfico en Ormuz y la falta de recuperación de las exportaciones cataríes, las cotizaciones pueden llegar a 60–80 euros. Un factor adicional que presiona a la baja es el calor anómalo en Europa, que aumenta la demanda de electricidad para refrigeración.
Contorno sancionador: Grecia bloquea el 21° paquete de la UE
La política de sanciones de la Unión Europea se ha encontrado con resistencia interna. Grecia se opone al 21° paquete de sanciones, que prevé la prohibición a empresas europeas de transportar GNL ruso a terceros países. La razón es la protección de la empresa naviera Dynagas, perteneciente al empresario griego George Procopiou y que dispone de una flota de clase de hielo para trabajar en el proyecto "Yamal GNL" en condiciones árticas. Atenas sostiene que la medida destruirá el negocio naviero griego.
Las circunstancias relacionadas, importantes para los participantes del mercado:
- para la aprobación del 21° paquete se requiere el apoyo de todos 27 países de la UE;
- los estados miembros han acordado mantener un tope de precios para el petróleo ruso en $44,10 por barril hasta el 23 de julio, mientras se realizan intentos de alcanzar un acuerdo más amplio;
- las restricciones a la importación de gasoducto ruso están vigentes desde el 17 de junio de 2026 para contratos a corto plazo y entrarán en vigor el 1 de noviembre de 2027 para contratos a largo plazo;
- en diciembre de 2025, la UE decidió acelerar el abandono del GNL ruso, rompiendo contratos a largo plazo para finales de 2026 y prohibiendo las entregas a corto plazo desde abril de 2026;
- Grecia envió anteriormente a la UE una hoja de ruta para un rechazo total del gas ruso para finales de 2027 — lo que resalta la naturaleza selectiva, y no ideológica, del actual veto.
Para los inversores, este episodio es una ilustración del riesgo clave de la política energética europea: con el almacenamiento subterráneo de gas por debajo del 50% y la escasez de GNL en el mercado global, el precio de endurecimiento de las sanciones se vuelve notable para los mismos estados de la UE.
Asia: India equilibra entre importaciones y costos
Los consumidores asiáticos siguen siendo el principal centro de gravedad de la demanda mundial de recursos energéticos. Las estadísticas recientes de India muestran el efecto del choque de precios:
- en mayo de 2026, India redujo la importación de petróleo en 2% — a 21,95 millones de toneladas en comparación con 22,41 millones de toneladas del año anterior;
- sin embargo, en valor, las entregas aumentaron casi en 1,7 veces y alcanzaron $18,98 mil millones;
- la importación de GNL en mayo aumentó en 3% — a 2,236 millones de toneladas;
- Rusia volvió a ser el mayor proveedor de petróleo a India en mayo.
Los volúmenes físicos se estancan, el costo de las importaciones crece multiplicativamente — esto refleja directamente la pérdida de descuentos y el encarecimiento de la logística. Antes del inicio del conflicto, casi la mitad de las importaciones de petróleo crudo de India, junto con grandes volúmenes de GNL, procedían de los países del Golfo Pérsico a través del Estrecho de Ormuz. Parte de los buques bajo bandera india permanecía bloqueada al oeste del estrecho. Pakistán solicitó oficialmente a Arabia Saudita en marzo que redirigiera las entregas a través del puerto de Yanbu en el Mar Rojo.
Para China, la situación no es mejor: el país obtiene aproximadamente un tercio de su petróleo a través de Ormuz, mientras cuenta con una reserva estratégica de alrededor de mil millones de barriles. Europa depende del GNL catarí, que pasa por el estrecho, en un 12–14%. A través de Ormuz también transita hasta el 30% del comercio mundial de fertilizantes, lo que expande la crisis energética al sector agroalimentario.
Mercado ruso de productos petroleros: refinación en mínimo desde 2005
El mercado interno de combustibles de Rusia está experimentando la fase más aguda de crisis en los últimos años. La refinación en el país ha caído al nivel más bajo desde 2005 — consecuencia de daños y paradas no programadas de las refinerías en medio de ataques de drones. El Banco de Rusia destacó por separado el impacto negativo de las paradas de las refinerías en la dinámica de la economía.
Mecánica de la crisis
- Compresión de la oferta. Algunas refinerías han reducido la producción, los volúmenes de combustible en el mercado han caído, el precio mayorista ha subido, y el minorista sigue el mismo camino.
- Sobrecarga del mercado. En junio, las ventas de A-95 en las subastas de SPbMTSB cayeron hasta 43%, y el precio mayorista por tonelada de diésel superó máximos históricos. La escasez de oferta, con un desfase de 2–3 semanas, se trasladó a las estaciones de servicio minoristas.
- Pico estacional. La temporada de automotores dura desde finales de abril hasta octubre; la carga en las estaciones de servicio a lo largo de las carreteras federales M-4 "Don" y M-12 "Este" ha aumentado enormemente.
- Demanda desmedida. Con la aparición de filas, los conductores llenan el tanque y se abastecen en exceso, intensificando la escasez.
- Segmentación del mercado minorista. En las grandes cadenas, el aumento de precios se mantiene dentro de los límites de la inflación, mientras que, en algunas regiones, los precios en estaciones de servicio independientes han aumentado considerablemente.
Métodos de regulación
- Expansión de pagos de amortiguación a las compañías petroleras que compensan la diferencia entre el precio de exportación y el precio interno.
- Fortalecimiento del control sobre las ventas mayoristas para evitar la reorientación de las entregas a la exportación en detrimento del mercado interno.
- Monitoreo de cotizaciones en el mercado con posibilidad de intervención oportuna del regulador.
- Priorizar el abastecimiento del mercado interno — una línea oficial confirmada por las declaraciones de Alexander Novak sobre que las compañías petroleras mantienen los precios en las estaciones de servicio al nivel de inflación.
La atención del regulador se centra especialmente en el diésel: los agrarios se preparan para la cosecha, los transportistas trabajan al máximo, y un aumento brusco en el precio del diésel se traduce inmediatamente en precios de alimentos y transporte de carga.
Dimensión presupuestaria: ingresos de petróleo y gas de Rusia bajo presión
El resultado financiero del sector refleja una combinación de factores sancionadores, de tipo de cambio y de producción. El volumen de ingresos por petróleo y gas de la Federación Rusa en el primer semestre de 2026 cayó un 22,7% en comparación con el mismo período del año anterior. A pesar del aumento del precio del Brent en dólares de casi el 39% desde el inicio del año, tal caída apunta a una combinación de un rublo fuerte, pagos de amortiguación en expansión, descuentos en el Urals y una disminución física en la refinación.
Al mismo tiempo, el sector está buscando respuestas tecnológicas: "Gazprom Neft" ha implementado equipamiento para aumentar la eficacia del fracking, crece la demanda de combustibles de gas y técnicas basadas en ellos — los grupos agroindustriales han comenzado a convertir masivamente su parque automotriz a gas, lo que es una consecuencia directa de la crisis del combustible.
Electricidad y energías renovables: récords solares en medio de la resiliencia del carbón
La transición energética en 2026 continúa a un ritmo acelerado, a pesar de la turbulencia en los hidrocarburos.
Energías renovables
- La producción mundial de energía solar en 2025 aumentó en 636 TWh, superando en un 30% los niveles del año anterior; según Ember, las energías renovables han satisfecho por primera vez completamente el aumento de la demanda mundial de electricidad, evitando un aumento en la generación de combustibles fósiles.
- Las inversiones globales en la transición energética alcanzaron $2,3 billones en 2025.
- La proporción de energías renovables superó un tercio de la producción mundial de electricidad, superando al carbón.
- Según las proyecciones de la AIE, la energía solar supera a la energía nuclear en producción en 2026, y la participación de las energías renovables en la generación mundial crece del 30% (2023) al 37% (2026).
- India sigue siendo el tercer mercado más grande de energía solar y planea añadir 200 GW de capacidad solar en los próximos cinco años para alcanzar un objetivo de 500 GW de energías renovables para 2030.
Carbón y generación de equilibrio
El carbón mantiene un papel sistémico en la región Asia-Pacífico. China se compromete a controlar el crecimiento de la generación a base de carbón y a limitarlo gradualmente en el periodo 2026-2030; sin embargo, en condiciones de calor anómalo y cargas pico en refrigeración, las capacidades de carbón siguen siendo un seguro para el sistema energético. La mayoría de las nuevas capacidades de energías renovables siguen concentradas en Asia — 421,5 GW, o el 72% del crecimiento mundial. Para los sistemas energéticos con una alta proporción de energía solar y eólica, las inversiones críticas se centran en sistemas de almacenamiento de energía y modernización de redes.
Conclusiones para inversores y participantes del mercado de energía
La configuración del mercado energético mundial al 18 de julio de 2026 se compone de varias tendencias sostenidas que determinarán la dirección de los precios en las próximas semanas:
- Petróleo. El rango de $75–90 por barril parece ser el escenario base. El desencadenante clave para un aumento será no solo los titulares sobre escaladas, sino también la confirmación de pérdida física de volúmenes desde el Golfo Pérsico. El desencadenante a la baja será la recuperación del tránsito a través de Ormuz, capaz de abrir el camino a un exceso de oferta en 2027.
- Gas y GNL. El mercado europeo es el eslabón más vulnerable. Un almacenamiento de gas por debajo del 50% a mediados de julio significa que cualquier fallo en el suministro este otoño se reflejará de inmediato en los precios del TTF sin un margen de maniobra. El rango de 45–60 euros por MWh representa un escenario optimista; 60–80 euros es el escenario realista si se mantienen las restricciones.
- Sanciones. La división dentro de la UE sobre el paquete 21 demuestra que el límite de la presión sancionadora no se define por la voluntad política, sino por la accesibilidad física de volúmenes alternativos de gas.
- Productos petroleros y refinerías. El mercado de combustibles de Rusia sigue experimentando una escasez de oferta; la normalización depende de la finalización de las reparaciones y la recuperación de la refinación, y no de las medidas regulatorias en sí mismas.
- Energías renovables y carbón. La transición energética se acelera en la generación eléctrica, pero no elimina la necesidad de capacidades de equilibrio. El enfoque de inversión se mueve hacia redes y sistemas de almacenamiento.
La conclusión general para compañías de combustibles y petróleo, comerciantes e inversores institucionales es que el mercado de energía a mediados de 2026 es un mercado de logística, no de barriles. La formación de precios no se determina por el volumen de reservas en los yacimientos, sino por la capacidad de entregar materias primas a través de varios puntos geográficos críticos. La gestión de riesgos en tales condiciones requiere no tanto una predicción precisa de la dirección del precio, sino una disposición para adaptarse rápidamente a nueva información.
