Lo más importante para la mañana del miércoles, 29 de julio de 2026
- Petróleo. Los futuros más cercanos del Brent se cotizan en torno a $86–87 por barril, mientras que el WTI se encuentra alrededor de $81. Al cierre del lunes, ambos índices perdieron alrededor del 8% — la caída más fuerte en un solo día en varios meses.
- Geopolítica. Estados Unidos ha suspendido su serie de ataques nocturnos contra Irán; Washington habla de una "pausa para negociaciones", aunque Teherán aún no confirma concesiones.
- Logística. La exportación neta de petróleo y productos derivados a través del Estrecho de Ormuz durante la semana que terminó el 24 de julio promedió alrededor de 2,9 millones de barriles por día, en comparación con 5,9 millones b/d de la semana anterior.
- Gas. El índice spot TTF alcanzó hasta ~$744 por mil m³, en comparación con ~$532 promedio en junio — el máximo desde diciembre de 2022.
- Energía eléctrica y energías renovables. La generación solar proporcionó por primera vez alrededor del 25% de la producción de electricidad en la UE, superando a la energía nuclear, gas y eólica.
- Rusia. La prohibición de exportación de gasolina se ha extendido hasta finales de 2026, y el mecanismo de compensación se ha ampliado para el diésel.
Petróleo: el mercado elimina la prima por la guerra
La cuestión clave en el mercado del petróleo es la velocidad a la que desaparece la prima geopolítica. Aún el 23 de julio, el Brent renovó un máximo de seis semanas en medio del duodécimo ataque nocturno consecutivo de EE.UU. a objetivos iraníes y el deterioro en el Mar Rojo. Tras los anuncios sobre la suspensión de los ataques, las cotizaciones comenzaron la semana con una fuerte caída: primero hasta $86,8 y luego por debajo de $85 — por primera vez desde el 17 de julio. Para la tarde del lunes, el mercado recuperó algunas pérdidas, pero el martes continuó la caída y entre el martes y miércoles el petróleo se mantuvo cerca de los mínimos de tres semanas.
Fundamentalmente, el mercado se ve desgarrado por tres fuerzas:
- Esperanza diplomática. La pausa en los ataques se interpreta por los traders como una ventana para un acuerdo y como un presagio del desbloqueo de la navegación.
- Déficit físico. Los envíos a través de Ormuz permanecen a la mitad de lo normal, y las tarifas de seguros para los barcos en la zona de riesgo son significativamente más altas que las anteriores a la guerra.
- Retorno de la oferta. El regreso parcial de barriles iraníes al mercado aumenta la competencia por el comprador asiático y presiona sobre los diferenciales.
Analistas de bancos de inversión habían elevado anteriormente la proyección para el Brent en 2026 a $85, asumiendo interrupciones prolongadas en el estrecho. La actual desescalada convierte a este objetivo en un posible límite superior, más que en uno inferior.
Estrecho de Ormuz y Mar Rojo: cuello de botella del sector energético mundial
Antes del conflicto, alrededor de una cuarta parte del comercio marítimo de petróleo y cerca del 20% del GNL mundial pasaba por el Estrecho de Ormuz. Hoy, el movimiento se ha recuperado solo parcialmente: los petroleteros operan principalmente en el corredor norte a lo largo de la costa iraní, y las tasas de bombeo varían de una semana a otra.
Paralelamente, la segunda ruta se ha agudizado. Los huthis yemeníes han informado sobre un ataque al 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 bloqueo de Ormuz, por lo que cualquier interrupción prolongada en su operación promueve de inmediato la prima de riesgo en las cotizaciones del petróleo y el flete.
OPEP+: las cuotas aumentan, la producción efectiva se queda atrás
Formalmente, la alianza continúa su curso hacia el alivio de las restricciones. El techo total del "grupo de siete" de los principales participantes se elevó en julio a 30,633 millones de b/d, en comparación con 29,548 millones de b/d en junio. Sin embargo, los volúmenes reales están lejos de ser los permitidos:
- Arabia Saudita producía aproximadamente 3,44 millones de b/d por debajo de la cuota;
- Iraq — 2,38 millones de b/d por debajo;
- Kuwait — 1,18 millones de b/d por debajo;
- Rusia en junio produjo 8,928 millones de b/d, quedándose atrás del plan por 834 mil b/d;
- Kazajistán, por otro lado, superó su cuota en más de 1,15 millones de b/d.
La disminución en los participantes de Oriente Medio se explica no por falta de disciplina, sino por la imposibilidad física de exportar el crudo. La salida de Emiratos Árabes Unidos de la OPEP y OPEP+ el 1 de mayo redujo aún más la manejabilidad del acuerdo. La conclusión práctica para el mercado es que la alianza ha acumulado un considerable "potencial exportador inactivo", que se desbordará en la oferta tan pronto como se normalice la navegación — este es el principal factor bajista a medio plazo para el petróleo.
Gas y GNL: Europa paga por retrasos en el almacenamiento
El mercado europeo de gas avanza en contra del petróleo. Al 19 de julio, los depósitos subterráneos de la UE estaban llenos aproximadamente en un 54% (alrededor de 57,7 mil millones de m³) — casi 16 puntos porcentuales por debajo del promedio de los últimos cinco años. Las tasas de inyección están disminuyendo: en junio, el llenado diario era de aproximadamente 308 millones de m³, en julio es de unos 270 millones de m³ en comparación con 338 millones de m³ el año anterior.
Por qué el gas se encarece
- La importación de GNL en julio podría descender a aproximadamente 6,5 millones de toneladas — el mínimo en dos años y alrededor de una cuarta parte de la caída interanual;
- Asia está recomprando lotes libres: para la región Asia-Pacífico es una cuestión de consumo actual, para la UE — de reservas;
- Qatar está recuperando los envíos de Ras Laffan solo gradualmente y promete restablecer la mayor parte de sus capacidades en un plazo de dos meses después de la apertura total del estrecho;
- A partir del 1 de enero de 2027, entrará en vigor la prohibición de la UE sobre la importación de GNL ruso bajo contratos a largo plazo, y del gas por tubería — desde el 30 de septiembre de 2027.
Según estimaciones conservadoras, para principios de noviembre, los depósitos subterráneos de la UE solo estarán alrededor del 75% de capacidad — cerca del mínimo histórico. Esto mantiene la prima en contratos invernales y hace que la industria europea sea estructuralmente vulnerable durante otro ciclo de calefacción.
Carbón: corrección tras la escalada
El mercado del carbón está respondiendo a la volatilidad del petróleo y el gas con un retraso. A mediados de julio, los índices europeos del carbón energético se fortalecieron por encima de $118 por tonelada, siguiendo el camino del petróleo y el gas, pero la semana pasada, las cotizaciones se corrigieron hacia abajo en Europa, China y Australia. Las reservas en los nueve principales puertos de China se mantienen alrededor de 29 millones de toneladas, lo que limita el potencial de crecimiento.
Para los exportadores rusos, la situación es ambigua. La trasbordo a través de los puertos del Mar Negro y del Mar de Azov en la primera mitad del año creció un 21,5%, alcanzando 13,9 millones de toneladas, apoyando la exportación total. Sin embargo, las sanciones, altas tarifas ferroviarias y la apreciación del rublo están compimiendo el margen, y la competencia por los mercados turco y asiático se intensifica. La señal a largo plazo será el plan quinquenal de desarrollo energético de China para 2026-2030: la demanda de carbón y petróleo debería alcanzar su máximo en los próximos cinco años, después de lo cual pasarán a ser fuentes de reserva.
Energía eléctrica y energías renovables: récord solar y noches costosas
En junio, las plantas solares proporcionaron por primera vez alrededor del 25% de la producción de electricidad en la Unión Europea, superando a la generación nuclear, de gas y eólica; 18 países de la UE establecieron nuevos máximos mensuales. En algunos días, la cuota de energías renovables en Alemania alcanzó el 74%, mientras que la generación solar se acercó al 37,5%.
El lado negativo de los récords es la creciente volatilidad de los precios de la electricidad. La falta de sistemas de almacenamiento provoca que el excedente diurno se pierda y que los picos vespertinos se cierren con costosa generación de gas y carbón. Un factor adicional son las restricciones en las centrales nucleares francesas debido a la temperatura del agua en los ríos durante los períodos de calor. Para los inversores, esto desplaza el enfoque de la incorporación de nuevas capacidades de energías renovables hacia redes, sistemas de almacenamiento de baterías y demanda flexible.
Rusia: mercado de combustibles, refinerías y mecanismo de compensación
El mercado interno de productos petroleros sigue bajo un control manual. El paquete de medidas en vigor incluye:
- prohibición total de exportación de gasolina, extendida hasta finales de 2026;
- prohibición de exportación de diésel, combustible para barcos, queroseno y gasóil;
- 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;
- carga máxima en las refinerías, reducción de los plazos de mantenimiento programado y traslado de los mismos;
- mecanismo de compensación para importaciones, ampliado desde julio a la gasolina, y después de la adopción de enmiendas en el Código Fiscal — también a diésel y destilados medios (por un período hasta julio de 2027);
- un arancel de importación cero y aumento de suministros desde países de la EAEU.
También se está preparando un mecanismo para contabilizar contratos directos al calcular los estándares de la bolsa — las autoridades esperan reducir el riesgo de déficits locales en las regiones.
Exportación de petróleo ruso: descuentos frente al presupuesto
Los volúmenes físicos de exportación de petróleo ruso están cerca de sus máximos desde el inicio del año, pero el componente de precios está empeorando. El descuento de Urals aumentó aproximadamente $3 por barril en la primera mitad de julio en comparación con junio; bajo condiciones FOB en los puertos bálticos, el diferencial con el Dated Brent se evaluó en el rango de $25–28 por barril, frente a una media de cinco años de alrededor de $19,8. El precio promedio utilizado para calcular el impuesto sobre el ingreso de mineral (NDPI) se estableció en julio alrededor de $50,4 por barril frente a $63,5 en junio.
Dado que el presupuesto fue elaborado con un precio de Urals de aproximadamente $59 por barril, y el déficit ya supera considerablemente la previsión anual, la caída en las cotizaciones de julio se reflejará en los ingresos fiscales en agosto. El regreso de barriles iraníes al mercado indio intensifica la competencia y aumenta la probabilidad de un mayor aumento de 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 b/d será una señal de conclusión de la crisis de oferta.
- Ataques de los huthis a la infraestructura saudí: los ataques a Yanbu y al oleoducto "Este-Oeste" devuelven instantáneamente la prima de riesgo.
- Ritmo de inyección de gas en los depósitos subterráneos de la UE: un retraso en agosto significa un invierno costoso y un alto TTF.
- Recuperación de envíos de GNL desde Qatar: factor clave para el equilibrio entre Europa y Asia.
- Decisiones de OPEP+ sobre cuotas para septiembre y la capacidad real de los participantes para cumplirlas.
- Cotizaciones de gasolina y diésel en el mercado ruso en medio de prohibiciones de exportación y mecanismo de compensación prolongados.
La conclusión para inversores y participantes del mercado energético: el petróleo entra en una fase de normalización de precios a pesar de la persistente anormalidad logística, el gas sigue siendo el segmento más tenso de la energía mundial, el carbón se negocia en un rango lateral, y la energía eléctrica depende cada vez más de la flexibilidad de las redes, no 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.
