Mercado del petróleo: Brent se consolida en $90 después del mejor mes desde la primavera
El mercado mundial del petróleo cerró julio en una nota positiva. Al final de las operaciones del viernes, el barril de Brent subió un 1,3% — alcanzando los $90,12, mientras que el WTI estadounidense aumentó un 1,5% hasta $84,67. A lo largo del mes, el referente del Mar del Norte creció aproximadamente un 24%, y el WTI un 21%: este es el mejor resultado desde marzo, cuando la escalada en torno a Irán llevó las cotizaciones por primera vez a niveles de tres dígitos. El Urals ruso se valora alrededor de $85 por barril, y el descuento con respecto al Brent se ha reducido ante la escasez de oferta en el mercado mundial.
Los principales impulsores de los precios del petróleo al inicio de la semana son:
- Prima geopolítica: el bloqueo del estrecho de Ormuz y la continua confrontación militar en torno a Irán mantienen una prima por riesgo en las cotizaciones de decenas de dólares;
- Reducción de la oferta real: las exportaciones desde el Golfo Pérsico se realizan por rutas alternativas con capacidad limitada, y parte de los volúmenes iraníes han caído efectivamente del mercado;
- Demanda sostenida: el calor anormal en el hemisferio norte apoya el consumo de electricidad y combustible, y las refinerías operan con alta carga en pleno auge de la temporada automovilística.
El consenso de analistas de los principales bancos de inversión sobre el precio promedio del Brent para 2026 se ha incrementado a $85 por barril. El rango de fluctuaciones semanales sigue siendo amplio: a finales de julio, las cotizaciones fluctuaban entre $84 y $100, reflejando la sensibilidad del mercado del petróleo a cada noticia proveniente de Oriente Medio.
OPEP+: incremento final de las cuotas y pausa estratégica
El evento central del fin de semana fue la reunión del "Grupo de los Siete" de OPEP+ el 2 de agosto. Las decisiones clave del alianza fueron:
- A partir de septiembre, las cuotas de producción de petróleo aumentan en 188,000 barriles por día — lo que finaliza la eliminación gradual de un recorte voluntario de 1,65 millones de b/d que estuvo en vigor desde 2023;
- Después del paso de septiembre, el alianza tomará una pausa en el aumento de la producción para evaluar el balance entre demanda y oferta;
- Se mantienen las restricciones de aproximadamente 2 millones de b/d impuestas en 2022 — la decisión sobre su distribución se ha pospuesto.
Desde febrero a agosto de 2026, la cuota total del alianza ha crecido en aproximadamente 940,000 b/d — un volumen comparable a la producción de Omán. El formato de la unión ha cambiado: tras la salida de los EAU de OPEP y OPEP+ el 1 de mayo, las decisiones son tomadas por el "Grupo de los Siete" — Arabia Saudita, Rusia, Irak, Kuwait, Kazajistán, Argelia y Omán. La estrategia cautelosa del alianza es comprensible: con el estrecho de Ormuz bloqueado, la posibilidad física de aumentar las exportaciones para varios participantes está limitada, y el aumento en papel de las cuotas no resulta en un crecimiento proporcional de la oferta.
Estrecho de Ormuz: Teherán rechaza la desbloqueo, negociaciones con Omán en fase final
El contexto geopolítico sigue siendo un factor determinante para todo el sector energético. El domingo, Teherán desmintió oficialmente los informes sobre la reanudación de la navegación a través del estrecho de Ormuz, calificándolos de infundados. Sin embargo, el jefe del Ministerio de Relaciones Exteriores de Irán anunció que las consultas con Omán para crear un mecanismo conjunto de gestión de la navegación en la zona acuática se están acercando a su fin — esta es la primera señal tangible de una posible desescalada en las últimas semanas.
Las apuestas para el mercado mundial son excepcionalmente altas: antes de la crisis, alrededor de una quinta parte de las suministros mundiales de petróleo pasaba por el estrecho, y Europa obtenía hasta el 12–14% de su GNL importado desde Qatar a través de esta ruta. Los inversores también están atentos a la idea de un bloqueo terrestre de Irán que se discute en Washington — su implementación podría provocar una nueva oleada de aumentos en las cotizaciones del petróleo y el gas. Cualquier progreso en las negociaciones, por el contrario, podría rápidamente reducir parte de la prima geopolítica: según estimaciones de expertos, si se firma un acuerdo de paz, el Brent podría volver a rondar los $70.
Mercado de gas europeo: reservas en mínimo de cinco años antes del invierno
El mercado de gas europeo sigue siendo el segmento más vulnerable de la energía mundial. Las cotizaciones en el hub TTF aumentaron aproximadamente un 55% en julio, manteniéndose de manera estable por encima de $500 por mil metros cúbicos. Las razones de la tensión son de carácter estructural:
- el llenado de los depósitos subterráneos de gas (PSG) de la UE a comienzos de agosto apenas supera el 56% — el mínimo para esta época del año desde 2021 y 18 puntos porcentuales por debajo del promedio de cinco años;
- después de un invierno frío en 2025–2026, la temporada de extracción concluyó con un llenado de los depósitos por debajo del 28%, y no se logra compensar los volúmenes perdidos;
- para alcanzar los objetivos establecidos para la temporada de calefacción, la inyección neta debe ascender a al menos 68 mil millones de metros cúbicos, sin embargo, hasta ahora se ha logrado menos de la mitad del plan;
- Europa está perdiendo la competencia de precios con Asia por cargamentos libres de GNL, y el calor de julio ha incrementado el consumo de gas para la generación eléctrica para los sistemas de aire acondicionado.
Las tasas de inyección de gas en julio fueron unas de las más bajas en la historia de observación. Si la tendencia no se revierte en agosto y septiembre, el invierno de 2026–2027 podría ser el más difícil para la energía europea desde la crisis de 2022 — con consecuencias correspondientes para la industria, la generación eléctrica y la inflación en la eurozona.
GNL y Asia: mil millones de dólares en costos adicionales y un giro hacia el carbón
Cinco meses de conflicto en Medio Oriente han costado a los países del Sur de Asia más de $1 mil millones en gastos adicionales por importaciones de GNL. El encarecimiento de la logística y la reestructuración de las rutas ha golpeado con mayor fuerza a Pakistán y Bangladesh, donde se registran interrupciones en el suministro de gas a las empresas y cortes de energía programados. Los precios al contado del gas licuado en Asia han más que duplicado durante la crisis, lo que ha llevado a los importadores a reconsiderar su balance energético en favor del carbón. Al mismo tiempo, China está reduciendo la reexportación de volúmenes de GNL ártico, dirigiéndolos a reabastecer sus propias reservas antes de la temporada de calefacción en medio de un calor anómalo y una demanda récord de electricidad.
Carbón: un beneficiario silencioso de la crisis del gas
El mercado del carbón se ha convertido en un claro beneficiario del gas caro. Las principales economías de Asia están aumentando su generación a partir del carbón: Corea del Sur ha incrementado la producción en plantas de energía a carbón casi en un 40% — alcanzando máximos desde 2019, Japón — en un 11%. La importación de carbón energético está creciendo en todas las direcciones: Corea del Sur casi ha duplicado sus compras de carbón ruso entre enero y mayo, y Australia ha aumentado significativamente sus envíos. Las cotizaciones en el hub europeo ARA se mantienen en un rango de $118–124 por tonelada, y el índice del carbón metalúrgico australiano ha superado los $215. Para los exportadores — Indonesia, Australia, Rusia, Sudáfrica — las condiciones siguen siendo favorables: la demanda sostenida de Asia asegura una venta estable y mantiene los precios.
Electricidad y energías renovables: la generación renovable supera al carbón a nivel mundial
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