Los precios del petróleo retrocedieron bruscamente el lunes, marcando la primera corrección significativa después de dos semanas de ganancias impulsadas por tensiones geopolíticas. El crudo Brent cerró cerca de 92 dólares por barril mientras que West Texas Intermediate cotizó alrededor de 85 dólares, ambos en declive de más del 2% en la jornada. A pesar del retroceso, la prima de riesgo geopolítico se mantiene sustancial en aproximadamente 30% comparado con los niveles previos al conflicto de alrededor de 71 dólares para Brent a finales de febrero, reflejando preocupaciones continuas sobre disrupciones en el envío en la región del Golfo Pérsico.
El Departamento del Tesoro de EE.UU. ha cambiado su enfoque para contener la influencia iraní, con el Secretario Scott Bessent anunciando una iniciativa denominada "Día D económico" el 24 de agosto. La estrategia tiene como objetivo aislar financieramente a Irán sin escalar la acción militar, buscando específicamente restaurar el envío a través del Estrecho de Ormuz mediante presión económica. La administración está enfocándose en posibles sanciones contra China, India, Turquía, Irak y los Emiratos Árabes Unidos, países identificados como críticos para la supervivencia económica de Irán.
China sigue siendo el principal comprador de petróleo iraní, aunque las restricciones marítimas ya han reducido las importaciones a aproximadamente 340,000 barriles por día, comparado con 1.14 millones en marzo. Tehrán respondió a la iniciativa estadounidense prometiendo una respuesta "sísmica", con funcionarios del ministerio de finanzas iranís declarando disposición para sanciones adicionales. Una variable crítica para el mercado petrolero sigue siendo si Washington extenderá sanciones a instituciones financieras chinas, lo que impactaría significativamente los flujos comerciales mundiales de petróleo.
Las preocupaciones sobre seguridad del envío persisten a pesar de las afirmaciones estadounidenses de controlar el Estrecho. A primera hora del martes, la Operación de Comercio Marítimo del Reino Unido reportó que un proyectil no identificado golpeó un petrolero aproximadamente a nueve millas náuticas de la costa de Omán, dañando la sala de máquinas aunque la tripulación permaneció ilesa. La evaluación ambiental está en curso.
Las negociaciones diplomáticas continúan a través de múltiples canales, incluyendo discusiones entre Irán y Omán sobre protocolos marítimos y contactos indirectos entre Teherán y Washington facilitados por Pakistán. Sin embargo, las posiciones permanecen rígidas, con Irán demandando reconocimiento de su derecho a regular y cobrar por el paso de embarcaciones mientras Washington insiste en la libertad de navegación. OPEC+ completó la reversión de los recortes voluntarios de producción en septiembre con un aumento de cuota de 188,000 barriles por día, restaurando recortes totalizando 1.65 millones de barriles por día desde 2023.
Siete estados miembros incluyendo Arabia Saudita, Rusia, Irak, Kuwait, Kazajistán, Argelia y Omán indicaron que las cuotas probablemente permanecerían estables hasta fin de año. Existe una distinción crítica entre cuotas en papel y producción física: la producción real de OPEC+ permanece varios millones de barriles por día por debajo de los niveles de febrero debido a cierres del Estrecho, ataques a infraestructura y paradas forzadas. Los analistas advierten que los flujos normalizados podrían crear desafíos de gestión de excedentes más que preocupaciones de déficit.
El mercado europeo de gas enfrenta la tensión más severa en el sector energético. Los futuros de septiembre en el hub Title Transfer Facility cotizaron cerca de 65 euros por megavatio-hora, el nivel más alto desde enero de 2023 y más del 20% superior a hace dos semanas. Esto representa precios récord en medio de inyecciones retrasadas de almacenamiento dirigiéndose hacia la temporada de calefacción.
En contraste, Henry Hub de EE.UU. permaneció por debajo de 3 dólares por millón de unidades térmicas británicas con producción doméstica récord cerca de 122.5 mil millones de pies cúbicos por día, apoyando la inversión continua en instalaciones de exportación de GNL. Los sistemas de energía eléctrica de Europa experimentaron estrés significativo durante el verano de 2026, con la generación hidroeléctrica alcanzando mínimos de una década en junio y julio. Francia redujo capacidad nuclear debido al sobrecalentamiento de ríos, mientras que los precios intradiarios de electricidad excedieron 300 euros por megavatio-hora en Francia y Alemania durante horas vespertinas, alcanzando 700 euros por megavatio-hora en el Sudeste de Europa.
La generación solar récord proporcionó alivio, con producción funcionando 17% por encima de lo normal durante días de calor extremo. Los reguladores identificaron escasez de oferta vespertina como la vulnerabilidad crítica, acelerando inversiones en almacenamiento de baterías: el Reino Unido está subsidiando 7.6 gigavatios de proyectos de baterías de largo plazo mientras España planifica triplicar la capacidad de almacenamiento antes de fin de año. En Estados Unidos, la generación combinada de viento y solar superó carbón y nuclear combinados por primera vez en la primera mitad de 2026, representando 20% de la producción total.
La generación solar aumentó 21% interanual mientras que la hidroeléctrica subió 9% y la eólica 6%. La demanda de centros de datos continúa impulsando el crecimiento, aunque Texas pausó aprobaciones para nuevas instalaciones. El carbón térmico de Newcastle se estabilizó alrededor de 130 dólares por tonelada después de promediar 144 en junio, presionado por enfriamiento de demanda en China tras un verano lluvioso y crecimiento de producción doméstica india de 7.5% interanual a 69.75 millones de toneladas en julio.
Japón, Corea del Sur y Taiwán aumentaron compras de carbón como seguro contra disrupciones de suministro de GNL. El consenso de mercado apunta a 130 dólares por tonelada para el tercer trimestre con declino gradual hacia 120 para 2027, mientras que el carbón para coque permaneció cerca de 240 dólares por tonelada en medio de restricciones de producción chinas. Las exportaciones rusas de petróleo han cambiado dramáticamente hacia el este, con China comprando 50% del crudo ruso en julio mientras que India representó 37%.
Las refinerías indias importaron un récord de 2.8 millones de barriles por día, representando 55.5% de las importaciones totales del país. El precio promedio de Urals en julio alcanzó aproximadamente 60 dólares por barril, excediendo el tope de precio del G7 y UE de 44.10 dólares implementado en febrero. Las compras marítimas chinas de petróleo ruso aumentaron 28% mes a mes mientras que las refinerías reemplazaban suministros decrecientes de Medio Oriente.
El balance del mercado petrolero entre dos escenarios determinará la dirección de precios de corto plazo: la presión financiera estadounidense exitosa podría reabrir el Estrecho e impulsar Brent hacia 80-85 dólares, mientras que la escalada dirigiría precios nuevamente hacia niveles de tres dígitos vistos en primavera. El mercado europeo de gas entra la temporada de calefacción con menores existencias amortiguadoras que el año anterior, mientras que la transición energética gana impulso desde la generación solar récord e inversiones aceleradas en almacenamiento.
Fuente: sergeytereshkin.com