Noticias de Petróleo, Gas y Energía — Martes, 28 de Julio de 2026: Desplome del Brent por Debajo de $85 por Desescalada en el Estrecho de Ormuz, Reinicio del CPC, Retroceso del Gas TTF y Datos del API sobre Inventarios de Petróleo en EE.UU.
El complejo mundial de combustibles y energía ingresa al martes 28 de julio de 2026 en un modo de fuerte revaluación del riesgo geopolítico. La suspensión de los ataques estadounidenses contra Irán y el progreso en las negociaciones entre Teherán y Mascate sobre la navegación en el estrecho de Ormuz provocaron en un solo día un desplome de las cotizaciones del petróleo Brent de más de $15 desde los máximos de la semana pasada, devolvieron el gas europeo TTF por debajo de los $720 por cada mil metros cúbicos y desbloquearon los envíos de petróleo kazajo a través del Consorcio del Oleoducto del Caspio. Para los inversores, las empresas de combustibles y petróleo, y los participantes del mercado energético, esto implica un cambio de régimen: el mercado pasa de negociar un escenario bélico a negociar el equilibrio fundamental de la oferta y la demanda. A continuación, se presenta un análisis detallado de los sectores petrolero, gasífero, carbonífero y eléctrico, así como los eventos clave del calendario para el martes, incluyendo la publicación de los datos del API sobre los inventarios de petróleo en EE.UU. a las 23:30 hora de Moscú.
Lo Principal al Inicio del Martes, 28 de Julio de 2026
- Petróleo: al inicio de la semana, el Brent llegó a perder un 11.6%, cayendo a $85.5 por barril, para luego estabilizarse en el rango de $85–92; el WTI cotizaba cerca de los $84–85 por barril.
- Detonante: Washington interrumpió la serie de dos semanas de ataques contra Irán tras la llegada de una delegación omaní a Teherán; se discute un mecanismo para reanudar la navegación en el estrecho de Ormuz.
- Logística: el CPC reanudó la recepción y el envío de petróleo en su terminal marítima cerca de Novorosíisk tras una pausa de una semana — los buques tanque Seamajesty y Milos se encuentran en proceso de carga.
- Gas: los futuros del TTF para entrega inmediata cayeron más de un 8%, situándose por primera vez en la semana por debajo de los $700 por cada mil metros cúbicos; el contrato de septiembre cotizaba alrededor de €59.4/MWh.
- Carbón: el carbón australiano de alto poder calorífico (6000 kcal) se mantiene cerca de los $133 por tonelada, mientras que el de poder calorífico medio (5500 kcal) supera los $95 por tonelada FOB Newcastle.
- Rusia: los precios en bolsa de la gasolina AI-95 renovaron sus máximos (superando los 82,600 rublos/tonelada el 24 de julio) con volúmenes de negociación cercanos a mínimos de seis años.
- Calendario: 23:30 hora de Moscú — inventarios semanales de petróleo en EE.UU. según el API; 29 de julio — decisión de la Reserva Federal y estadísticas oficiales de la EIA.
Mercado Petrolero: la Prima Geopolítica se Desvanece Más Rápido de lo que se Acumuló
El mercado petrolero muestra una asimetría clásica: la prima de riesgo que se formó durante tres semanas se ha eliminado en una sola sesión de negociación. Recordemos que el 23 de julio, el Brent cerró por encima de los $100 por barril, y desde principios de mes, el contrato había acumulado una ganancia de más del 30% — uno de los impulsos más bruscos desde 2022. Ya para mediados del lunes, las cotizaciones del futuro de octubre se desplomaron hacia los $84.6, es decir, más de un 15% por debajo del pico reciente.
Factores que Presionan a la Baja las Cotizaciones
- Pausa en la campaña militar estadounidense contra Irán y señales de disposición de las partes a un acuerdo técnico sobre el estrecho.
- Restauración de la logística en el Mar Negro: el reinicio del CPC devuelve al mercado más del 1% de la oferta mundial de petróleo.
- Capacidad excedente de la OPEP+, que físicamente no podía materializarse con Ormuz cerrado, pero que se vuelve accesible con su desbloqueo.
- Revisión de los pronósticos de demanda: el informe de perspectivas a corto plazo de julio de la EIA indica una contracción del consumo mundial de petróleo en 2026, principalmente debido a Asia, sensible a la energía cara.
Factores que Impiden una Caída Más Profunda del Mercado
- El estrecho de Ormuz permanece formalmente cerrado: los acuerdos entre Irán y Omán son, por ahora, consultas de trabajo, no un régimen de navegación firmado.
- Agotamiento de los inventarios comerciales de petróleo y productos derivados en los países de la OCDE tras las fases de primavera y verano del conflicto.
- Altas tarifas de flete y seguros, que continúan trasladándose al costo de la materia prima para las refinerías.
- El consenso de analistas para 2026 se ha desplazado a $85 por barril para el Brent, cerca de los niveles actuales, lo que limita el potencial de nuevas ventas masivas.
Ormuz y el CPC: la Logística como el Principal Factor de Formación de Precios
El proyecto de acuerdo omaní supone la división del área marítima en dos corredores: uno al sur, con tránsito libre según las reglas previas al conflicto, y otro al norte, bajo control de Teherán. La parte iraní confirma el carácter «útil» de las discusiones, pero subraya que las negociaciones con Omán no equivalen a un diálogo con Washington. Para el mercado, esto significa que la eliminación de la prima es de carácter anticipado: cualquier reanudación de los ataques podría devolver al Brent a niveles de tres dígitos en una sola sesión.
Paralelamente, se ha eliminado un segundo cuello de botella logístico. El Consorcio del Oleoducto del Caspio, que suspendió sus operaciones el 20 de julio tras una serie de ataques con drones contra buques en el área de Novorosíisk, ha reanudado la recepción de crudo de los cargadores y los envíos a través de su terminal marítima. A través del sistema CPC fluye aproximadamente el 80% de las exportaciones de petróleo de Kazajistán, provenientes de los yacimientos de Tengiz, Kashagan y Karachaganak; los accionistas del consorcio incluyen a Rusia, Kazajistán, así como a Chevron y Mobil Caspian Pipeline Company. La reanudación del bombeo elimina el riesgo de desbordamiento de los parques de tanques y de una reducción forzada de la producción en Kazajistán, y devuelve a las refinerías europeas el petróleo ligero y bajo en azufre de la variedad CPC Blend.
OPEP+: las Cuotas en Papel Crecen Más Rápido que los Barriles Físicos
La alianza mantiene una trayectoria cautelosa de normalización de la producción. La cuota de agosto para el «grupo de los ocho» se ha incrementado en 188 mil barriles por día, hasta un total de 36.019 millones de b/d; a Kazajistán se le ha permitido aumentar su producción en 10 mil b/d, hasta 1.618 millones de b/d. De febrero a agosto de 2026, la cuota agregada ha aumentado en aproximadamente 940 mil b/d, sin embargo, la producción real de los países de la OPEP+ está muy por debajo de los niveles permitidos debido al bloqueo de las rutas de exportación del Golfo Pérsico. La salida de los EAU de la alianza a partir del 1 de mayo de 2026 ha reducido aún más el grupo de oferta controlada. La próxima reunión sobre las cuotas para septiembre será la primera prueba para el mercado de cómo reaccionará la alianza a la desescalada: una aceleración en el retorno de los volúmenes con Ormuz abierto podría rápidamente convertir el equilibrio del mercado petrolero de un déficit a un superávit.
Mercado del Gas: el TTF Retrocede, pero el Riesgo Invernal para Europa no se ha Eliminado
El gas europeo está descontando la desescalada de forma sincronizada con el petróleo, sin embargo, la vulnerabilidad estructural del mercado persiste. Las reservas en los almacenamientos subterráneos de la UE ascienden a poco más de 59 mil millones de metros cúbicos, frente a casi 72 mil millones de metros cúbicos del año anterior — un retraso de más de 12.6 mil millones de metros cúbicos. En la temporada actual, se han inyectado alrededor de 29.4 mil millones de metros cúbicos, frente a 35.3 mil millones de metros cúbicos en la misma fecha de 2025.
- Alemania: los almacenamientos subterráneos de gas están llenos aproximadamente al 46%.
- Francia: alrededor del 54%.
- Austria: alrededor del 59%.
- Italia: alrededor del 74%.
La razón principal del retraso es la competencia por el GNL. Las importaciones de gas natural licuado en la UE en julio podrían caer a un mínimo de dos años debido a la reorientación de los cargamentos hacia los mercados asiáticos y a la reducción de los suministros cataríes. El equilibrio se mantiene parcialmente gracias a la generación eólica, que desde principios de julio cubre en promedio alrededor del 15% de la demanda eléctrica de Europa. No obstante, con los ritmos actuales de inyección, la industria europea entra en la temporada de calefacción 2026/27 con el margen de seguridad más bajo en varios años, lo que preserva el potencial de un nuevo repunte de precios en el TTF durante el cuarto trimestre.
Carbón: el Combustible de Último Recurso Mantiene la Prima
El mercado del carbón sigue siendo beneficiario del déficit de GNL. Las cotizaciones del carbón australiano de alto poder calorífico se han fortalecido hasta casi $133 por tonelada, mientras que el de poder calorífico medio supera los $95 por tonelada FOB Newcastle; el índice europeo se ha acercado a los $119 por tonelada. Los precios se ven respaldados por el calor anómalo en los países importadores asiáticos y el aumento de la carga por aire acondicionado. El carbón metalúrgico muestra una dinámica diferente: el índice HCC ha caído a $222 por tonelada debido a la oferta excesiva y la demanda débil. Japón, Corea del Sur y Taiwán están aumentando la carga de sus centrales térmicas de carbón, sustituyendo la costosa generación a gas, mientras que India y China permanecen relativamente protegidas gracias a su producción propia.
Rusia: Mercado de Combustibles, Bolsa e Ingresos por Exportaciones
El mercado interno de productos petrolíferos atraviesa el verano más complicado de los últimos años. Según los datos de las operaciones bursátiles, en la semana del 20 al 27 de julio, el precio medio de la gasolina AI-92 fue de aproximadamente 70,300 rublos/tonelada, y el de la AI-95, de alrededor de 80,400 rublos/tonelada, y el 24 de julio el índice de la AI-95 superó los 82,600 rublos/tonelada. Al mismo tiempo, los volúmenes de ventas primarias de gasolina de alto octanaje se mantienen cerca de los valores mínimos de al menos seis años: los compradores no están dispuestos a adquirir producto con entrega diferida, esperando una corrección en otoño.
El conjunto de medidas regulatorias incluye: una prohibición total de la exportación de gasolina, diésel, fueloil, queroseno de aviación y gasóleos; la reducción del estándar de ventas obligatorias en bolsa de gasolina del 15% al 10% para el período del 1 de julio al 30 de septiembre; límites estrictos a la variación diaria de las cotizaciones; la eliminación del arancel de importación y el aumento de las importaciones de productos petrolíferos desde Bielorrusia; la maximización de la carga de las capacidades existentes de las refinerías y el aplazamiento de las reparaciones programadas. El gobierno reporta una estabilización parcial: en varias regiones se han levantado las restricciones a la venta de combustible, dando prioridad a los agricultores durante la campaña de cosecha y al suministro al norte.
En el segmento de exportación, la dinámica es mixta. Los descuentos en el crudo Urals se ampliaron en la primera mitad de julio después del período de primavera, cuando la variedad rusa se comercializaba con una prima sobre el Brent en los envíos a India y China debido a la escasez de crudos con alto contenido de azufre. La caída de las cotizaciones de referencia, junto con el mantenimiento de la infraestructura de sanciones (restricciones en fletes, seguros y pagos), vuelve a comprimir los ingresos por exportaciones de las compañías petroleras.
Electricidad y Energías Renovables: un Año Récord a Pesar de la Crisis
El shock energético ha acelerado, no frenado, la transición energética. Según la actualización de las previsiones de la Agencia Internacional de la Energía, la demanda mundial de electricidad crecerá un 3.6% en 2026 y otro 3.8% en 2027. Puntos clave para los inversores en electricidad y renovables:
- La generación renovable en 2026 superará por primera vez en la historia a la generación con carbón a escala global.
- La participación de las renovables en la generación mundial aumentará del 33% en 2025 al 37% en 2027.
- La generación solar añadirá alrededor de 600 TWh y se convertirá en la segunda fuente de energía renovable después de la hidroeléctrica.
- Las emisiones de CO₂ en el sector eléctrico aumentarán aproximadamente un 1% en 2026 debido a la sustitución del gas caro por carbón, pero se estabilizarán en 2027.
- La generación nuclear se acelerará más de un 4% en 2027 gracias a la puesta en marcha de nuevos reactores.
Calendario del Martes, 28 de Julio de 2026: a Qué Prestar Atención en el Mercado Energético
- 23:30 hora de Moscú — inventarios semanales de petróleo en EE.UU. según el API. El informe del Instituto Americano del Petróleo sirve tradicionalmente como indicador adelantado antes de las estadísticas oficiales de la EIA. En un contexto de fuerte caída de las cotizaciones, la reacción a los datos puede ser amplificada: una reducción notable de los inventarios comerciales de crudo apoyará al WTI y al Brent, mientras que un aumento de las reservas intensificará el impulso a la baja.
- Encuesta de expectativas de inflación del Banco de Rusia — importante para evaluar la trayectoria de la tasa de interés clave, que se sitúa en el 14%, y el costo de financiación para las empresas de petróleo, gas y energía.
- Preparación para la decisión de la Reserva Federal el 29 de julio — el dólar y el apetito por el riesgo siguen siendo un motor secundario, aunque significativo, para los mercados de materias primas.
- Temporada de informes semestrales: esta semana se publican los resultados de las principales compañías internacionales de petróleo y gas, así como de los emisores rusos del sector energético.
- Vía diplomática: cualquier noticia sobre la firma o el fracaso del acuerdo sobre el estrecho de Ormuz puede mover las cotizaciones en $5–10 por barril en una sola sesión.
Conclusiones para Inversores y Participantes del Mercado Energético
- La volatilidad sigue siendo una característica estructural del mercado. Una amplitud de movimientos del 5-10% por sesión hace que la cobertura de posiciones en petróleo, gas y productos derivados sea un elemento obligatorio de la gestión de riesgos.
- La logística es más importante que la geología. Ormuz, Bab el-Mandeb y Novorosíisk en 2026 determinan el precio del barril más que el volumen de reservas en el subsuelo.
- El margen de refinación bajo presión bilateral. La caída del costo de la materia prima mejora los diferenciales de cracking de las refinerías, pero las restricciones administrativas a los precios de venta y la débil demanda mayorista contrarrestan el efecto.
- El riesgo del gas se desplaza al cuarto trimestre. El retraso en el llenado de los almacenamientos europeos de gas es el principal argumento en contra de apostar por una reducción sostenible del TTF.
- El carbón y la generación nuclear se revaloran al alza como activos con costos predecibles y un horizonte contractual largo.
- Las renovables se benefician de la crisis. La generación propia es cada vez más considerada por los consumidores corporativos como un seguro contra los choques geopolíticos en las cadenas de suministro de hidrocarburos.
El escenario base para las próximas sesiones es la consolidación del Brent en el rango de $82–92 por barril, con una alta sensibilidad al flujo de noticias en torno al estrecho de Ormuz. Para los participantes del mercado energético (empresas de combustibles y petróleo, operadores de refinerías y holdings energéticos), es recomendable partir de que la mayor amplitud de las cotizaciones en el mercado de materias primas y energía se mantendrá al menos hasta finales del tercer trimestre de 2026.
