Mercado de petróleo: Brent alrededor de $92, WTI alrededor de $85 - pausa tras el rally
Las cotizaciones de petróleo terminaron el lunes con una caída de más del 2%: el Brent cerró cerca de $92 por barril, mientras que el WTI se cotiza alrededor de $85. Esta es la primera corrección notable tras dos semanas de alzas, en las cuales el mercado había incorporado los estancados negociaciones sobre el estrecho de Ormuz y los ataques a barcos en las aguas del Golfo Pérsico y del Golfo de Omán. En comparación con el nivel previo a la guerra (alrededor de $71 por Brent a finales de febrero), la prima por riesgo geopolítico sigue siendo de aproximadamente 30%.
Los principales factores de dinamismo de precios para hoy son:
- Factor sancionador: el mercado espera detalles sobre nuevas restricciones de EE. UU. — el endurecimiento de la presión sobre los compradores de petróleo iraní puede reducir la oferta, pero también aumenta el riesgo de escalada en el estrecho.
- Flujos físicos: el tránsito a través del estrecho de Ormuz sigue siendo varias veces inferior a los ~110 barcos por día previos a la guerra; según datos de monitoreo, en días específicos se registran desde uno hasta varios decenas de tránsitos, mientras que cientos de petroleros esperan en 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 alrededor de $87 para el total de 2026; se prevé que el regreso de la producción del Medio Oriente a los niveles previos a la guerra no suceda antes de principios de 2027, manteniendo una caída de aproximadamente 0,6 millones de barriles/día hasta finales del próximo año.
- Reservas: el martes por la noche 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 sostiene la estructura temporal del mercado.
“Paria Económico”: EE. UU. lleva el conflicto con Irán al ámbito financiero
El 24 de agosto, el secretario del Tesoro de EE. UU., Scott Besant, presentó una campaña que la administración misma denominó “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 sectoriales de sanciones en cinco áreas, llamadas “vitales” para Teherán: activos digitales, tecnologías, oro, aviación y transporte marítimo.
- Más de 60 entidades y personas, así como barcos, incluidos en las listas del OFAC, entre ellos una red de corredores y un “flota sombra” que operaba a través de los EAU, Hong Kong, China, Singapur y Suiza para transportar 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 medidas unilaterales.
- Promesa de una importante decisión sancionadora contra una institución financiera no nombrada antes de fin de semana.
El golpe más duro por ahora ha sido pospuesto: Besant calificó el anuncio como un “tiro de advertencia”, y el presidente Trump está llamando personalmente a líderes mundiales con “peticiones concretas”. Las zonas de riesgo, según los expertos, incluyen a China, India, Turquía, Irak y los EAU. Teherán respondió prometiendo una “respuesta sísmica”, y el ministro de Finanzas iraní declaró estar completamente preparado para nuevas restricciones. Para el mercado petrolero, es crucial la pregunta de si Washington tomará sanciones contra los bancos chinos: China sigue siendo el principal comprador de petróleo iraní, aunque el bloqueo marítimo ya ha reducido sus importaciones de Irán a aproximadamente 340 mil barriles/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 aproximadamente 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 ambientales. El incidente confirma que, a pesar de las declaraciones de EE. UU. sobre el “control total” del estrecho, la seguridad de la navegación no se ha restablecido.
La vía diplomática sigue en pie. Irán y Omán continúan discutiendo el protocolo de gestión de la navegación, y los contactos indirectos entre Teherán y Washington ocurren a través de Pakistán. Sin embargo, las posiciones de las partes son firmes: Irán insiste en el levantamiento del bloqueo marítimo de EE. UU. y en el reconocimiento de su derecho a regular (y cobrar) el paso de barcos, mientras que Washington exige libertad de navegación. El memorándum del 17 de junio ya colapsó una vez en julio, por lo que el mercado evalúa la probabilidad de una rápida ruptura con cautela.
OPEP+: cuotas restauradas, producción física no
El aumento de cuotas de septiembre de 188 mil barriles/día ha concluido la reversión de recortes voluntarios de 2023 de 1,65 millones de barriles/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 las cuotas probablemente permanecerán sin cambios hasta fin de año. La próxima decisión sobre octubre se espera el 6 de septiembre.
El matiz clave para los inversores: las cuotas de papel y la producción real se han divergido. Debido al cierre del estrecho, ataques a la infraestructura y paradas forzadas, la producción efectiva de OPEP+ sigue siendo varios millones de barriles por día inferior al nivel de febrero. Por eso los analistas advierten: tan pronto como los flujos se normalicen, la alianza deberá gestionar no una escasez, sino un posible excedente.
Gas y GNL: TTF por encima de €65/MWh ante el retraso en el llenado de los GNL
El mercado europeo de gas sigue siendo el segmento más tenso del sector energético. Los futuros de septiembre en el hub TTF se cotizan cerca de €65/MWh — máximo desde enero de 2023 y más de 20% por encima del nivel de hace dos semanas. Las razones son:
- Déficit de GNL de Catar: los envíos desde el Golfo Pérsico a través del estrecho de Ormuz se realizan de manera esporádica, QatarEnergy no se apresura a retomar el cronograma completo.
- Bajos niveles de reservas: los GNL de la UE estaban llenos solo al 61,4% al 17 de agosto frente a casi el 74% del año anterior; el objetivo para el 1 de noviembre se tuvo que reducir del 90% al 80%.
- Calor e hidroeléctrica: las temperaturas anormales han aumentado la demanda de gas para generación, mientras que la producción récord baja de las centrales hidroeléctricas ha intensificado la carga sobre las unidades de gas.
- Competencia con Asia: el GNL spot JKM se mantiene en alrededor de $21+/MMBtu; Japón, Corea y Taiwán están parcialmente cubriendo riesgos con carbón.
En este contexto, el Henry Hub americano se mantiene 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 continúa justificando la oleada de inversiones en terminales de GNL de exportación.
Energía eléctrica y VEI: generación solar récord salva las redes
El verano de 2026 ha sido una prueba de estrés para los sistemas de energía de Europa. En junio-julio, la producción hidroeléctrica en la UE cayó a su mínimo en al menos una década, Francia redujo la capacidad de sus plantas nucleares debido al sobrecalentamiento de los ríos, y los precios intradía en Francia y Alemania en horas de la tarde superaron los €300/MWh, en el sureste de Europa — €700/MWh. Sin embargo, las redes resistieron gracias a la generación solar récord: en los días picos de calor, la producción de plantas solares fue un 17% superior a la habitual. La principal conclusión de los reguladores es que el déficit se presenta en las horas de la tarde, por lo que se acelera la inversión en acumuladores: el Reino Unido subsidia 7,6 GW de baterías a largo plazo, y España puede triplicar la capacidad de almacenamiento para fin de año.
En EE. UU., la energía eólica y solar en el primer semestre superó por primera vez al carbón y al nuclear juntos, aportando el 20% de la producción; la generación solar creció un 21%, la hidroeléctrica un 9% y la eólica un 6%. La demanda de centros de datos sigue siendo un impulsor del crecimiento, aunque Texas ha suspendido la aprobación de nuevos sitios.
Carbón: Newcastle alrededor de $130 por tonelada, Asia cubre los riesgos de GNL
El carbón energético de Newcastle se ha estabilizado alrededor de $130/ton tras un promedio de $144 en junio. La presión sobre los precios proviene de la enfriamiento de la demanda en China debido a un verano lluvioso y el aumento de la producción interna de India (+7.5% interanual en julio, hasta 69,75 millones de toneladas). La seguridad energética está respaldando: Japón, Corea del Sur y Taiwán están aumentando las compras de carbón como seguro contra interrupciones de GNL. El consenso para el tercer trimestre es de alrededor de $130/ton con una disminución gradual a $120 en 2027; el carbón metalúrgico se mantiene cerca de $240/ton por las restricciones en China.
Rusia: exportaciones de petróleo a Asia en récords, mercado interno de combustibles en modo 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/día — 55,5% de toda la importación del país. El precio promedio de los Urales en julio fue de alrededor de $60 por barril — por encima del nuevo techo del G7 y la UE de $44.10, vigente desde febrero. Las compras chinas de cargamentos marítimos rusos aumentaron un 28% en un mes: las refinerías están reemplazando los barriles del Medio Oriente que han caído.
El mercado interno de productos derivados del petróleo está atravesando una segunda ola de crisis:
- la prohibición de exportación de gasolina se ha extendido hasta el 31 de enero de 2027, la limitación para el diésel se mantiene hasta el 1 de septiembre, aún no se ha tomado una decisión sobre la extensión para los productores;
- el vicepresidente Alexander Novak informó sobre el regreso al servicio de varias refinerías tras reparaciones y confirmó que el cuartel federal se reúne dos veces a la semana;
- el déficit se cubre con importaciones (está disponible gasolina india) y la producción de combustibles de clases ambientales K-2 a K-4, cuya proporción no excederá el 10%;
- en el sur, incluyendo la región de Krasnodar, las empresas petroleras están imponiendo límites en la venta de combustibles en plena temporada turística;
- se está discutiendo una prohibición de exportación de hidrocarburos aromáticos — materia prima para componentes de alto octano.
Qué observar el 26 de agosto: calendario para los participantes del mercado energético
- Detallado de las sanciones de EE. UU. — lista de países que han recibido “plazos” y decisión anunciada sobre la institución financiera.
- Investigación sobre el ataque al petrolero cerca de 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 en el relleno de los GNL europeos y cotizaciones TTF en el contexto del resto de la temporada de inyección.
- Preparación para la reunión de la OPEP+ el 6 de septiembre: señales de pausa en el aumento de cuotas.
En resumen: el mercado del petróleo se mueve entre dos escenarios — la presión financiera exitosa que lleva a la apertura del estrecho y a una reducción del Brent a $80–85, y la escalada que devolverá las cotizaciones a números de tres cifras como en primavera. El mercado del gas europeo, de todos modos, entra a la temporada de calefacción con un margen de seguridad menor que el del año pasado, y la transición energética recibe un impulso adicional de la generación solar récord y de inversiones en acumuladores. Lea el análisis diario del mercado energético en el canal de Telegram Open Oil Market.
