Lo más importante a la mañana del miércoles 29 de julio de 2026
- Petroleo. Los futuros más cercanos de Brent se comercian alrededor de $86–87 por barril, WTI — alrededor de $81. Al finalizar el lunes, ambos referencia perdieron alrededor del 8% — la mayor caída diaria en varios meses.
- Geopolítica. EE. UU. ha suspendido una serie de ataques nocturnos a Irán; Washington habla de una "pausa para negociaciones", Teherán aún no confirma concesiones.
- Logística. La exportación neta de petróleo y productos petroleros a través del estrecho de Ormuz durante la semana hasta el 24 de julio promedió alrededor de 2,9 millones de barriles por día en comparación con 5,9 millones b/d la semana anterior.
- Gas. El precio spot en TTF subió a aproximadamente ~$744 por mil m³ en comparación con ~$532 en promedio en junio — el nivel más alto desde diciembre de 2022.
- Electricidad y energías renovables. La generación solar ha logrado, por primera vez, alrededor del 25% de la producción de electricidad en la UE, superando a la nuclear, gas y eólica.
- Rusia. La prohibición de exportación de gasolina se ha extendido hasta finales de 2026, y el precio de importación se ha extendido al diésel.
Petróleo: el mercado elimina la prima por guerra
El tema clave en el mercado del petróleo es la velocidad a la que se retira la prima geopolítica. El 23 de julio, Brent alcanzó un máximo de seis semanas debido al duodécimo ataque nocturno consecutivo de EE. UU. a instalaciones iraníes y a la intensificación de los conflictos en el Mar Rojo. Tras los informes sobre la suspensión de los ataques, los precios abrieron la semana desplomándose: primero hasta $86,8, luego por debajo de $85 — lo que no ocurría desde el 17 de julio. Para la tarde del lunes, el mercado había recuperado parte de las pérdidas, pero el descenso continuó el martes, y de martes a miércoles el petróleo se asentó cerca de los mínimos en tres semanas.
Fundamentalmente, el mercado está siendo impulsado por tres fuerzas:
- Esperanza diplomática. La pausa en los ataques es interpretada por los traders como una ventana para un acuerdo y como un presagio del desbloqueo del comercio marítimo.
- Déficit físico. Los suministros a través de Ormuz siguen siendo la mitad de lo normal, mientras que las tarifas de seguros para barcos en la zona de riesgo son significativamente más altas que antes de la guerra.
- Retorno de la oferta. El regreso parcial de los barriles iraníes al mercado intensifica la competencia por los compradores asiáticos y presiona a la baja los diferenciales.
Analistas de bancos de inversión anteriormente aumentaron la previsión de Brent para 2026 a $85, anticipando interrupciones prolongadas en el estrecho. La actual desescalada hace que esta previsión sea más una frontera superior que una inferior en el escenario.
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 pasaban por el estrecho de Ormuz. Hoy, el tráfico se ha recuperado solo parcialmente: los petroleros se mueven principalmente por el corredor norte a lo largo de la costa iraní, y las tasas de bombeo son inestables de semana a semana.
Simultáneamente, se ha intensificado la segunda ruta. Los hutíes yemeníes han declarado haber atacado el oleoducto "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 región de Jazan. Este oleoducto es la principal ruta alternativa en caso de bloqueo de Ormuz, por lo que cualquier interrupción prolongada en su operación devuelve instantáneamente la prima de riesgo a los precios del petróleo y del flete.
OPEP+: las cuotas aumentan, la producción real se rezaga
Formalmente, la alianza continúa en su curso de suavizar las restricciones. El techo conjunto del "grupo de siete" participantes clave 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 los permitidos:
- Arabia Saudita produjo aproximadamente 3,44 millones de b/d por debajo de su cuota;
- Irak — 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 de su meta en 834 mil b/d;
- Kazajistán, por el contrario, excedió su cuota en más de 1,15 millones de b/d.
El rezago de los participantes de Oriente Medio se explica no por una falta de disciplina, sino por la imposibilidad física de exportar crudo. La salida de los EAU de la OPEP y OPEP+ desde el 1 de mayo ha reducido aún más la manejabilidad del acuerdo. La conclusión práctica para el mercado es que la alianza tiene un considerable potencial exportador "dormido" acumulado que se liberará en el suministro tan pronto como se normalice el comercio marítimo — este es el principal factor bajista a medio plazo para el petróleo.
Gas y GNL: Europa paga por el rezago en el almacenamiento
El mercado europeo de gas se mueve en contrafase al petróleo. Para el 19 de julio, los depósitos subterráneos de la UE estaban llenos aproximadamente en un 54% (alrededor de 57,7 mil millones de m³), lo que representa casi 16 puntos porcentuales menos que el promedio de los últimos cinco años. Las tasas de inyección se están desacelerando: en junio, la adición diaria era de aproximadamente 308 millones de m³, en julio era de alrededor de 270 millones de m³ en comparación con 338 millones de m³ el año pasado.
Por qué el gas está aumentando de precio
- Las importaciones de GNL en julio podrían caer a aproximadamente 6,5 millones de toneladas — el mínimo en dos años y alrededor del 25% de disminución interanual;
- Asia está recibiendo partidas libres: para la región Asia-Pacífico es una cuestión de consumo actual, para la UE — de reservas;
- Qatar está recuperando los envíos desde Ras Laffan de forma gradual y promete devolver la mayor parte de la capacidad en un plazo de dos meses tras la apertura completa del estrecho;
- A partir del 1 de enero de 2027, entrará en vigor la prohibición de la UE de importar GNL ruso bajo contratos a largo plazo, mientras que el gas por tubería se prohibirá desde el 30 de septiembre de 2027.
Según estimaciones conservadoras, para principios de noviembre, los depósitos de gas de la UE podrían alcanzar solo ~75% de llenado — cerca del mínimo histórico. Esto mantiene la prima en los contratos de invierno y hace que la industria europea sea estructuralmente vulnerable por otra temporada de calefacción.
Carbón: corrección tras la escalada
El mercado del carbón está jugando con la volatilidad del gas y el petróleo con un desfase. A mediados de julio, los índices europeos del carbón energético se fortalecieron por encima de $118 por tonelada, siguiendo la tendencia del petróleo y el gas, pero en la semana pasada los precios se corrigieron a la baja en Europa, China y Australia. Los stocks 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 ambivalente. La carga en los puertos del Mar Negro y del Mar de Azov durante el primer semestre creció un 21,5%, alcanzando 13,9 millones de toneladas, respaldando la exportación total. Sin embargo, las sanciones, las altas tarifas ferroviarias y el fortalecimiento del rublo están comprimiendo el margen, mientras que la competencia por los mercados turco y asiático se intensifica. La referencia a largo plazo es el plan quinquenal de desarrollo energético de China para 2026–2030: la demanda de carbón y petróleo debería alcanzar su punto máximo en los próximos cinco años, después de lo cual se convertirán en fuentes de reserva.
Electricidad y energías renovables: récord solar y noches caras
En junio, las plantas solares proporcionaron por primera vez alrededor del 25% de la generación de electricidad en la Unión Europea, superando la generación nuclear, de gas y eólica; los máximos mensuales fueron alcanzados por 18 países de la UE. En ciertos días, la participación de las energías renovables en Alemania se acercó al 74%, mientras que la generación solar llegó al 37,5%.
El reverso de los récords es la creciente volatilidad de los precios de la electricidad. La falta de sistemas de almacenamiento lleva a que el excedente diario se pierda, y los picos vespertinos se cierran con cara generación a partir de gas y carbón. Un factor adicional son las restricciones en las plantas nucleares francesas debido a las temperaturas del agua en los ríos durante las olas de calor. Para los inversores, esto desplaza el enfoque de la adición de nuevas capacidades de energías renovables a redes, sistemas de almacenamiento de baterías y demanda flexible.
Rusia: el mercado de combustibles, refinerías y amortiguadores
El mercado interno de productos petroleros permanece bajo gestión manual. El paquete actual de medidas incluye:
- prohibición total de exportación de gasolina, extendida hasta finales de 2026;
- prohibición de exportación de diésel, combustible de barco, queroseno y gasóleo;
- reducción del estándar obligatorio de ventas en bolsa de gasolina del 15% al 10% para el período del 1 de julio al 30 de septiembre;
- máxima carga de las refinerías, reducción de los tiempos de mantenimiento y traslado de programas de mantenimiento;
- amortiguador de importación, extendido desde julio a la gasolina, y después de la adopción de las enmiendas al Código Fiscal — también al diésel y a los destilados medios (por un período hasta julio de 2027);
- eliminación del arancel de importación y aumento de los envíos desde los países de la EAEU.
Además, se está preparando un mecanismo para la compensación de contratos directos en el cálculo de normas de bolsas — 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 los máximos del inicio del año, pero el componente de precios se está deteriorando. El descuento de Urals en la primera mitad de julio aumentó aproximadamente $3 por barril en comparación con junio; en condiciones de FOB en puertos del Báltico, el diferencial respecto a Dated Brent se estimó en un rango de $25–28 por barril en comparación con un promedio de cinco años de aproximadamente $19,8. El precio medio utilizado para el cálculo de la NDPI en julio se estableció alrededor de $50,4 por barril en comparación con $63,5 en junio.
Teniendo en cuenta que el presupuesto fue elaborado con base en Urals alrededor de $59 por barril, y que el déficit ya supera significativamente la meta anual, la caída de precios en julio se reflejará en los ingresos del tesoro en agosto. El retorno de los barriles iraníes al mercado indio intensifica la competencia y aumenta la probabilidad de una ampliación de descuentos.
Qué seguirán los participantes del mercado energético en las próximas sesiones
- Formato de negociaciones EE. UU. - Irán: la confirmación de contactos directos podría llevar a Brent a un rango de $75–80.
- Dinamismo de las inflaciones a través de Ormuz: el regreso a 5–6 millones de b/d será una señal del final de la crisis de oferta.
- Ataques de los hutíes a la infraestructura saudí: los ataques a Yanbu y al oleoducto "Este-Oeste" devuelven instantáneamente la prima de riesgo.
- Tasas de inyección de gas en los depósitos subterráneos de la UE: el retraso en el cronograma en agosto significa invierno caro y alto TTF.
- Recuperación de los envíos de GNL de Catar: factor clave para el equilibrio entre Europa y Asia.
- Decisiones de la OPEP+ sobre cuotas para septiembre y la capacidad real de los participantes para cumplirlas.
- Cotizaciones en bolsa rusas de gasolina y diésel en el contexto de las prolongadas prohibiciones de exportación y el amortiguador de importación.
La conclusión para inversores y participantes del mercado energético: el petróleo entra en una fase de normalización de precios a pesar de que la logística permanece anormal, el gas sigue siendo el segmento más tenso de la energía mundial, el carbón se negocia en un rango, y la electricidad depende cada vez más de la flexibilidad de las redes, en lugar de la capacidad instalada. Cualquiera de los puntos mencionados tiene la capacidad de cambiar la configuración del mercado de materias primas y energía en una sola sesión.
