El precio real del barril de petróleo Brent es de US$131.97 y no los futuros o petróleo papel de US$ 97
Hogar Noticias Precio del petróleo hoy: el WTI alcanza los 99 dólares, el Brent de referencia los 131,97 dólares — La producción saudí recorta 600.000 barriles, JP Morgan advierte de un aumento de 120 dólares.
Precio del petróleo hoy: el WTI alcanza los 99 dólares, el Brent de referencia los 131,97 dólares — La producción saudí recorta 600.000 barriles, JP Morgan advierte de un aumento de 120 dólares.
El mercado de futuros muestra un precio de 97 dólares para el Brent; el mercado físico pagó 131,97 dólares por barriles reales | Esto es TradingNEWS
Archivo de TradingNEWS 10/04/2026 12:18:59 PM
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Puntos clave
El crudo Brent alcanzó un récord de 144,42 dólares antes de estabilizarse en 131,97 dólares, lo que representa una prima del 36 % sobre los futuros, que se situaron en 97 dólares. La diferencia entre el petróleo en papel y el petróleo real nunca había sido tan grande.
426 buques cisterna, 34 buques metaneros y 19 buques metaneros se encuentran varados en Ormuz. La producción saudí ha disminuido en 600.000 barriles diarios debido a los ataques con drones, y el oleoducto Este-Oeste ha sufrido un corte adicional de 700.000 barriles diarios.
JP Morgan advierte que el Brent alcanzará los 120 dólares si la producción de Hormuz se estanca durante julio. El WTI ha subido un 53,54% interanual desde los 63,68 dólares.
El crudo WTI (CL=F) cotiza a 99,17 dólares por barril, con un alza del 1,33% en la sesión y una ganancia de 1,30 dólares. El crudo Brent (BZ=F) se sitúa en 97,03 dólares, con un alza del 1,16% o 1,11 dólares. Estas son las cifras que se ven en las pantallas, se mueven a través de los ETF y se citan en la televisión financiera. No son las cifras que cuentan la historia real de lo que está sucediendo en el mercado petrolero mundial en este momento. La cifra que cuenta la historia real es 131,97 dólares: el precio del Brent con fecha de entrega, el referente físico para barriles reales con fechas de entrega asignadas, según la evaluación de Platts el jueves por la tarde. La diferencia entre 131,97 dólares para un barril físico y 97,03 dólares para un contrato de futuros de Brent no es un error de redondeo ni una peculiaridad técnica. Se trata de una prima del 36% que el mercado físico exige sobre el mercado financiero, y representa la mayor divergencia entre el petróleo en papel y el petróleo real que los mercados energéticos hayan experimentado en la historia moderna. En su punto máximo el martes —el día antes de que se anunciara el alto el fuego entre Estados Unidos e Irán— el Brent alcanzó los 144,42 dólares por barril. Un récord. No un récord para un mes o un grado específico, sino un récord para el índice de referencia que todo el comercio mundial de petróleo utiliza para fijar el precio de los cargamentos físicos. El mercado de futuros se ha corregido parcialmente gracias al optimismo generado por el alto el fuego. El mercado físico no. Esta divergencia es la señal más importante en los mercados energéticos en este momento, y cada posición en petróleo debe ajustarse en función de ella.
La estructura completa del precio del petróleo: todas las cifras que importan ahora mismo.
La precisión en el contexto de precios es innegociable. A las 9 a. m. ET del viernes, el Brent se situaba en 97,78 dólares por barril, una ganancia de 4,02 dólares respecto a los 93,76 dólares del jueves por la mañana, lo que representa un movimiento del 4,28 % durante la noche. Hace un mes, el Brent estaba en 108,90 dólares; los 97,78 dólares actuales representan un descenso del 10,21 % respecto a ese nivel, lo que refleja la venta masiva impulsada por el alto el fuego desde el precio máximo del conflicto. Hace un año, el petróleo estaba en 63,68 dólares; el precio actual es un 53,54 % más alto, lo que refleja la prima de guerra que se ha incorporado al crudo desde el ataque estadounidense-israelí a Irán a finales de febrero. El WTI, a 99,17 dólares, tiene una prima sobre los futuros del Brent del mes más cercano de aproximadamente 2 dólares por barril, una inversión total de la relación normal en la que el Brent suele tener una prima de entre 3 y 5 dólares sobre el WTI. El analista sénior de Raymond James, Pavel Molchanov, destacó este hecho como sin precedentes: durante la última década, el Brent se ha cotizado consistentemente entre 3 y 5 dólares por encima del WTI. Durante esta crisis, el WTI superó brevemente al Brent en más de 10 dólares por barril, una inversión en la relación de calidad que evidencia la ruptura total de los patrones comerciales tradicionales. El WTI Midland se sitúa en 102,60 dólares, con un aumento del 3,58%. La canasta de la OPEP se encuentra en 107,30 dólares. La canasta india, que refleja el promedio ponderado de los crudos importados por la India, está en 120,30 dólares, con un aumento del 4,12%. Estos precios de canasta revelan el verdadero coste de adquisición de energía para las diferentes regiones y demuestran que el precio de referencia de los futuros, entre 97 y 99 dólares, subestima drásticamente lo que muchos compradores reales están pagando actualmente por los barriles físicos.
El Brent a 131,97 dólares frente a los futuros del Brent a 96,51 dólares: el diferencial más importante del mundo.
La diferencia de 35,46 dólares entre el Brent a plazo fijo, que se sitúa en 131,97 dólares, y los futuros del Brent del mes más cercano, que se sitúan en 96,51 dólares, es el dato analítico más importante en los mercados petroleros mundiales y requiere una explicación precisa para comprender su origen y significado. Platts valora el Brent a plazo fijo basándose en las ofertas, demandas y operaciones completadas en el mercado físico al contado de cargamentos del Mar del Norte, concretamente barriles con fechas de entrega entre 10 días y un mes después. Se trata del precio real del crudo, el precio que las refinerías pagan por los barriles que llegarán a sus instalaciones. Los futuros del Brent de ICE, por el contrario, son contratos estandarizados cuya liquidación final en efectivo está vinculada al mercado de cargamentos de Brent a plazo mediante un proceso de vencimiento definido. Martijn Rats, estratega de materias primas de Morgan Stanley, lo expresó con precisión: estos dos instrumentos "están conectados, pero no miden la misma exposición en el tiempo ni en el mismo punto de la cadena". Cuando el precio físico supera en un 36 % el precio de los futuros, indica que quienes realmente necesitan petróleo crudo ahora mismo —refinerías con tanques que llenar, generadores de energía con turbinas que operar, consumidores industriales con líneas de producción que mantener en marcha— están pagando mucho más de lo que el mercado financiero considera que vale la materia prima a futuro. El mercado de futuros está descontando el potencial del alto el fuego para normalizar el suministro en el transcurso de las semanas. El mercado físico está descontando la realidad de que 426 buques cisterna están varados en el estrecho de Ormuz en este momento, que ni un solo barril de esos buques ha llegado a su destino y que cada día de retraso representa una escasez real de producto en refinerías reales que operan procesos de producción reales. Andrejka Bernatova, fundadora y directora ejecutiva de Dynamix Corporation III, describió con precisión el pico de 144 dólares del Brent: «Un Brent de 144 dólares no es solo un récord de precio. Es el mercado físico indicando que los barriles reales se están volviendo escasos. El mercado está descontando la escasez, no solo el riesgo».
426 buques tanque varados, 34 buques de transporte de GLP, 19 buques de transporte de GNL: la magnitud del retraso en el puerto de Ormuz es asombrosa.
Standard Chartered ha realizado el recuento físico que cuantifica con precisión la interrupción del suministro: 426 buques cisterna, 34 buques metaneros y 19 buques de transporte de GNL se encuentran actualmente varados en el estrecho de Ormuz, sin poder transitar por esta vía marítima que maneja aproximadamente el 20 % del suministro mundial de petróleo y gas. No se trata de buques que hayan sido desviados o retrasados unas horas. Son embarcaciones que cargaron sus mercancías —en algunos casos a finales de febrero, cuando comenzaron las hostilidades— y que llevan semanas inmovilizadas, sin poder entregar un producto que ya ha sido vendido. La situación del GNL es particularmente crítica: dos buques cataríes cargados a finales de febrero se dirigieron hacia la entrada oriental del estrecho, cerca de Omán, y se vieron obligados a dar media vuelta después de que Irán les negara el paso. Estas habrían sido las primeras exportaciones de GNL catarí en más de un mes. El retraso acumulado de 426 buques petroleros, si cada uno transporta aproximadamente 2 millones de barriles, representa cerca de 850 millones de barriles de petróleo crudo y productos derivados del petróleo almacenados en buques o en alta mar, un volumen que empequeñece la típica Reserva Estratégica de Petróleo de EE. UU. de 450 millones de barriles. La realidad logística de eliminar ese retraso, incluso si el estrecho de Ormuz reabriera completamente mañana, crea lo que Janiv Shah, de Rystad Energy, describió como diferenciales físicos "persistentes" que se mantendrán mucho después de que se alcance el acuerdo político. Las tarifas de los buques petroleros seguirán siendo elevadas, las primas de los seguros seguirán siendo altas y los compradores de crudo agrio continuarán pagando primas por la seguridad del suministro de fuentes fuera del Golfo.
Advertencia de JP Morgan sobre los 120 dólares: Otro mes de cierre de Hormuz mantiene al Brent por encima de los 100 dólares durante todo el año.
JP Morgan emitió una de las advertencias más importantes de la semana sobre el mercado petrolero: si el estancamiento en el estrecho de Ormuz se prolonga hasta julio, el crudo Brent alcanzará los 120 dólares por barril y se mantendrá en ese nivel durante el resto de 2026. Este no es un escenario de riesgo extremo, sino el caso base que el banco ha establecido si el calendario diplomático actual se retrasa un solo mes. Goldman Sachs argumentó simultáneamente que incluso un mes más de cierre del estrecho de Ormuz, más allá del plazo previsto, significa que el Brent se mantendrá por encima de los 100 dólares durante todo 2026. Ambas proyecciones se basan en la misma realidad: la acumulación de 426 buques cisterna no se puede eliminar rápidamente, el daño a la capacidad de producción saudí por los ataques con drones es real y persistente, y el mercado no dispone de una fuente fácilmente accesible de 20 millones de barriles diarios de suministro alternativo para lo que normalmente transporta Ormuz. La refinería SATORP de Arabia Saudí fue clausurada tras un ataque reportado en los últimos 40 minutos, un evento en desarrollo que tiene implicaciones directas para el suministro regional de productos refinados. Irán atacó el oleoducto Este-Oeste de Arabia Saudita en las últimas 48 horas, reduciendo el flujo y la capacidad del reino para exportar crudo a través de la ruta alternativa del Mar Rojo que había estado utilizando para evitar el estrecho de Ormuz. La capacidad de producción saudita se ha reducido en aproximadamente 600.000 barriles por día debido a los ataques con drones —aproximadamente el 10% de las exportaciones normales—, y los ataques al oleoducto Este-Oeste añaden otros 700.000 barriles por día de flujo afectado. La prima del crudo ligero saudita sobre el índice de referencia Omán/Dubái ha subido a 19,50 dólares por barril —un nivel que, según Molchanov de Raymond James, "nunca antes" había superado los 10 dólares.
El crudo ruso Urals, que se ha negociado con fuertes descuentos respecto al Brent desde la invasión de Ucrania a principios de 2022, ha pasado a cotizar 30 dólares por encima del Brent en las últimas semanas —otra inversión en la relación de calidades que demuestra la magnitud del colapso del mercado.
Standard Chartered: La corrección del precio del petróleo es excesiva: 98 dólares por barril de Brent es el mínimo del segundo trimestre.
Los analistas de materias primas de Standard Chartered hicieron la predicción institucional más precisa sobre la trayectoria del petróleo a corto plazo: la corrección de precios desde los máximos previos al alto el fuego probablemente sea excesiva, y cualquier reescalada o retorno a la retórica bélica producirá un rápido repunte. StanChart emitió previamente una previsión para el segundo trimestre de 98 dólares por barril para el Brent y de 92,50 dólares para el WTI, cifras que se establecieron antes del alto el fuego y que ahora funcionan como la expectativa mínima de precio del banco incluso con la tregua vigente. Su razonamiento es estructural: el Brent se encuentra en backwardation a lo largo de la curva de futuros, con la parte posterior de la curva estabilizándose entre 67 y 70 dólares por barril, pero los analistas proyectan que los precios del petróleo se mantendrán entre 10 y 20 dólares por barril por encima de los niveles previos al conflicto incluso cuando la OPEP intente reanudar la producción máxima. Las razones específicas de esta prima persistente no son solo el sentimiento geopolítico, sino realidades operativas. El tránsito por Ormuz no se ha vuelto libre de riesgos simplemente porque se anunció un alto el fuego. El flujo de petróleo sigue estando en gran medida a discreción de Irán, y los medios de comunicación informan que los buques aún necesitan autorización de la armada iraní o corren el riesgo de ser destruidos. El ministro de Transporte de Omán anunció que Omán firmó acuerdos que establecen que no se impondrán tasas de tránsito, pero la incertidumbre sobre el cumplimiento de esta postura por parte de Irán mantiene elevadas las tarifas spot de los buques y las primas de seguros en niveles críticos. StanChart también señaló que es improbable que otros productores del Golfo toleren indefinidamente el nivel de control de Irán sobre el suministro energético mundial; sin embargo, "indefinidamente" e "inmediatamente" son plazos muy diferentes, y mientras tanto, la restricción del suministro sigue siendo una realidad física, independientemente del marco diplomático que la rodee.
La inversión WTI-Brent y lo que significa que los Urales rusos estén 30 dólares por encima del Brent.
La inversión total de las relaciones de calidad del crudo que Molchanov identificó en Raymond James merece un análisis exhaustivo, ya que revela la profunda alteración que la guerra ha producido en la estructura fundamental de precios del mercado petrolero mundial. Que los futuros del crudo Brent se negocien entre 3 y 5 dólares por barril por encima del WTI no se debe a una preferencia, sino que es el resultado mecánico de cómo se valoran ambos tipos de crudo en relación con sus respectivas bases, su contenido de azufre, su gravedad API y su logística de entrega. El WTI es un crudo ligero y dulce producido en la cuenca Pérmica de EE. UU. y valorado en Cushing, Oklahoma. El Brent es una mezcla de crudos del Mar del Norte, valorado en el centro de comercio europeo. Para que el WTI supere al Brent en 10 dólares por barril —como ocurrió brevemente durante el punto álgido de la crisis— se requiere una interrupción estructural total del flujo de suministro normal que alimenta los precios vinculados al Brent. Esto sucedió porque el suministro de crudos de Oriente Medio, que normalmente abastecen a los mercados europeos, se vio interrumpido por el estrecho de Ormuz, lo que redujo la oferta vinculada al Brent, mientras que la oferta de WTI estadounidense se mantuvo prácticamente inalterada, creando una prima de escasez relativa para el crudo accesible en Europa. La situación del crudo ruso Urals es aún más reveladora. El Urals se negoció con grandes descuentos respecto al Brent —a veces 30 dólares o más por debajo— durante 2022, 2023, 2024 y principios de 2026, debido a que las sanciones occidentales limitaron el número de compradores de crudo ruso, lo que obligó a Moscú a ofrecer grandes descuentos a los compradores asiáticos. Que el Urals haya pasado a cotizar 30 dólares por encima del Brent significa algo extraordinario: las refinerías europeas que no pueden abastecerse de crudo de Oriente Medio y que no pueden comprar legalmente crudo ruso debido a las sanciones, ahora pagan primas incluso por barriles sancionados, porque la alternativa —cerrar la capacidad de refinación— es más perjudicial económicamente que sortear el régimen de sanciones.
La prima del crudo ligero saudí, de 19,50 dólares por encima del crudo de Omán/Dubái, es la tercera relación de calidad que ha roto sus límites históricos. Cuando todas las relaciones de calidad que han sido estables durante décadas se rompen simultáneamente, el mercado está comunicando una crisis de suministro de una gravedad sin precedentes.
La estructura de backwardation del Brent con fecha: 67-70 dólares en la parte posterior de la curva frente a 131 dólares al contado.
La estructura de la curva a plazo del Brent (desde 131,97 dólares al contado hasta 67-70 dólares al final de la curva) se encuentra en la situación de backwardation más extrema de la historia del instrumento. El backwardation implica que los precios a corto plazo superan a los precios a largo plazo, lo que normalmente indica una escasez de suministro a corto plazo que se espera que disminuya con el tiempo. Sin embargo, un diferencial entre el precio al contado y el final de la curva de 62-65 dólares por barril (casi el 50 %) no es un backwardation normal. Se trata de un mercado que está descontando una grave emergencia de suministro a corto plazo, al tiempo que cree que el conflicto se resolverá y el suministro se normalizará. El final de la curva, que se estabiliza en 67-70 dólares, es la estimación del mercado sobre el valor del petróleo en un equilibrio posterior al conflicto, aproximadamente el mismo nivel en el que se cotizaba el Brent hace un año, antes de que comenzara la guerra. El frente de la curva, en 131,97 dólares al contado y los futuros en torno a los 90 dólares, refleja la valoración del mercado de la prima de guerra sobre los barriles entregables reales. La cuestión de qué extremo de la curva es el "correcto" depende por completo de si se mantiene el alto el fuego, si se normaliza el tráfico en el estrecho de Ormuz y si se restablece la capacidad de producción saudí. Si las conversaciones de paz de Islamabad de este fin de semana ofrecen una vía creíble para la reapertura total de Ormuz en cuestión de semanas, la parte delantera de la curva se desploma hacia la parte trasera. Si las conversaciones fracasan, la parte trasera de la curva se reajusta hacia la parte delantera, que es el escenario de 120 dólares sobre el que advierte JP Morgan.
El auge de las exportaciones chinas de vehículos eléctricos —la crisis del petróleo impulsa un aumento del 140 % y cambia el panorama de la demanda a largo plazo—
Una de las consecuencias a largo plazo más importantes de la crisis del petróleo se refleja en los datos de exportación de vehículos eléctricos chinos. Esta crisis ha impulsado un aumento del 140 % en las exportaciones chinas de vehículos eléctricos, alcanzando máximos históricos: una transmisión directa del impacto de la crisis energética a la adopción acelerada de tecnologías de transporte alternativas al petróleo. Este fenómeno tiene una relevancia estructural para la demanda de petróleo a largo plazo, distinta a la de episodios anteriores de crisis de oferta. La crisis petrolera de la década de 1970 aceleró las mejoras en la eficiencia del combustible, pero no la electrificación de los vehículos. La crisis petrolera de 2008 produjo cierta adopción de vehículos híbridos, pero no un cambio radical. La crisis petrolera derivada del conflicto con Irán en 2026 está afectando a un mercado de vehículos eléctricos que ya opera a gran escala en China, que en muchos segmentos ya es competitivo en costes con los vehículos de combustión interna y que ya tiene capacidad para una rápida expansión de la producción. Un aumento del 140 % en las exportaciones significa que los países que reciben vehículos eléctricos chinos están acelerando su propia transición hacia un transporte menos dependiente del petróleo. Esta destrucción de la demanda —y no solo su aplazamiento— es la variable estructural que hace que la parte posterior de la curva de futuros del Brent se sitúe entre 67 y 70 dólares, en lugar de 90. El mercado está incorporando la aceleración de la competencia a largo plazo provocada por la crisis petrolera. Sin embargo, esta erosión de la demanda a largo plazo no ayuda a paliar la acumulación inmediata de 426 buques cisterna ni el precio del Brent a 131 dólares. El mercado está descontando simultáneamente la destrucción de la demanda a largo plazo y la grave escasez de oferta a corto plazo, razón por la cual la curva de futuros presenta esta configuración.
Estrategia de las refinerías chinas: comprar crudo iraní a precio de ganga y redirigir el suministro mundial.
Las refinerías chinas y las empresas estatales están respondiendo a la crisis con la estrategia que han perfeccionado durante múltiples ciclos de sanciones: comprar crudo iraní a precios superiores y garantizar el suministro a través de canales que los compradores occidentales no pueden o no quieren utilizar. Los informes indican que las refinerías chinas están comprando crudo iraní con una prima —no con descuento— respecto a las alternativas disponibles. Esto supone un giro radical en la relación comercial habitual entre Irán y China, donde China históricamente ha obtenido importantes descuentos del crudo iraní a cambio de ser el comprador de último recurso bajo las sanciones. Pagar una prima significa que las refinerías chinas creen que el suministro iraní es realmente escaso y que vale la pena pagar un precio más alto para asegurarlo. El cierre de la refinería SATORP y los ataques al oleoducto Este-Oeste están reduciendo la disponibilidad de productos refinados saudíes simultáneamente con la restricción del flujo de crudo en el estrecho de Ormuz, creando una escasez de productos refinados que se suma a la interrupción del suministro de crudo. Las interrupciones en el suministro de combustible para aviones se comparan con las consecuencias del 11-S —cuando la logística del combustible de aviación se vio interrumpida durante semanas— y Fortune informa que la normalización del suministro podría tardar meses incluso después de la reapertura total del estrecho de Ormuz. La razón estructural de esto es el problema de la proximidad de las refinerías: las refinerías optimizadas para el crudo ácido de Oriente Medio no pueden simplemente cambiar al crudo ligero dulce WTI o al crudo del Mar del Norte sin modificaciones, lo que significa que la interrupción de la cadena de suministro física persiste incluso cuando mejora el marco diplomático.
Expansión de la capacidad de GNL en EE. UU.: la solución de suministro que llegará en 2027-2028, no en 2026.
El componente de gas natural de la interrupción del Ormuz se está compensando parcialmente con la expansión de la capacidad de GNL de EE. UU., pero el desajuste temporal entre la crisis y la respuesta de la oferta es crítico. Se espera que las exportaciones de GNL de EE. UU. aumenten aproximadamente un 13 % en 2026, impulsadas por la planta de Plaquemines de Venture Global LNG y la expansión de la Etapa 3 de Corpus Christi de Cheniere Energy (NYSE: LNG) . Se prevé que Port Arthur LNG en Texas y Rio Grande LNG comiencen a operar entre 2027 y 2028, con proyectos adicionales previstos para 2030-2031. Se proyecta que la capacidad total de exportación de GNL de EE. UU. se duplique con creces entre 2024 y 2028, pasando de 11,9 mil millones de pies cúbicos por día en 2024 a 21,5 mil millones de pies cúbicos por día para 2030. Se espera que la puesta en marcha del gasoducto Matterhorn Express mitigue las limitaciones de capacidad de transporte que históricamente han limitado la producción de gas de la Cuenca Pérmica para que llegue a las terminales de exportación de GNL. Esta expansión de capacidad es estructuralmente positiva para la posición de EE. UU. en los mercados mundiales de GNL y representa la solución a la interrupción del suministro de GNL en Oriente Medio provocada por el conflicto de Ormuz; sin embargo, esta solución llegará gradualmente entre 2026 y 2028, no de inmediato.
Los 19 buques metaneros varados en Ormuz hoy no pueden ser reemplazados por la capacidad de GNL estadounidense, que aún no existe. StanChart señaló específicamente que el mercado del gas natural está "afrontando notablemente bien" la pérdida a corto plazo del suministro de gas en Oriente Medio, ya que el crecimiento del suministro de GNL estadounidense está compensando en gran medida la interrupción de los volúmenes de Qatar y los Emiratos Árabes Unidos; pero "afrontando" a los precios actuales significa que la compensación se está produciendo a niveles de precios elevados, no al equilibrio previo al conflicto.
El dilema imposible del BCE: subir los tipos de interés para combatir la inflación de los combustibles fósiles crea un círculo vicioso.
La respuesta del BCE a la crisis del petróleo introduce una dimensión de la crisis energética que trasciende los mercados de materias primas y se adentra en la arquitectura fundamental de la política monetaria europea. El BCE se ve presionado a subir los tipos de interés en respuesta a la inflación derivada del sector energético, pero varios investigadores argumentan que hacerlo perjudicaría la solución a largo plazo del problema que intenta resolver. El mecanismo es directo y cuantificable: una subida de 25 puntos básicos por parte del BCE se asocia con una disminución del 3,2 % en la instalación de aerogeneradores y del 5,3 % en la de paneles solares, según un estudio citado por Antonis Ballis de la Universidad de Aston. Los proyectos de energías renovables requieren una importante inversión inicial. Cuando aumentan los costes de financiación, se incrementa el umbral de rentabilidad para los proyectos verdes intensivos en capital y menos proyectos consiguen la aprobación de su financiación. El círculo vicioso que Stanislas Jourdan, de la New Economics Foundation, identificó es devastador por su lógica: subir los tipos de interés para combatir la inflación derivada de los combustibles fósiles retrasa la transición a las energías renovables, lo que prolonga la dependencia de Europa de los combustibles fósiles importados, perpetuando así la vulnerabilidad macroeconómica ante el mismo tipo de crisis de precios que desencadenó la subida de tipos en primer lugar. Frank Elderson, miembro del consejo ejecutivo del BCE, reconoció en el Financial Times que la dependencia de Europa de los combustibles fósiles dificulta el mantenimiento de la estabilidad de precios y que la solución reside en reducir la exposición a los combustibles fósiles importados acelerando la transición a las energías renovables; precisamente la solución que socavan las subidas de tipos. La alternativa que proponen los investigadores —una política de tipos de interés dual que ofrece financiación más barata para proyectos verdes al tiempo que permite subir los tipos para otros sectores— ha sido respaldada por el presidente francés Macron y la Asamblea Nacional francesa, pero aún no ha sido propuesta formalmente por el BCE. El plazo para su implementación se reduce a medida que aumenta la presión inflacionaria.
La cuestión de las reservas estratégicas de petróleo: un alivio temporal ante una crisis estructural.
Japón anunció que liberará 20 días de reservas estratégicas de petróleo a partir de mayo, una medida revelada por la primera ministra Sanae Takaichi, ya que Japón contaba con reservas totales para 230 días al 6 de abril. La Reserva Estratégica de Petróleo de EE. UU. existe precisamente para emergencias de suministro de esta magnitud. Las cifras de las liberaciones de la Reserva Estratégica de Petróleo (SPR) en comparación con la magnitud de la interrupción del estrecho de Ormuz son preocupantes. La SPR de EE. UU. contiene aproximadamente 450 millones de barriles. El consumo mundial de petróleo es de aproximadamente 100 millones de barriles por día. El estrecho de Ormuz, cuando está en pleno funcionamiento, maneja aproximadamente 20 millones de barriles por día, lo que representa aproximadamente el 20 % del suministro mundial. Incluso si EE. UU. liberara todo el contenido de la SPR simultáneamente —lo cual no puede— las reservas cubrirían aproximadamente 22 días de suministro equivalente al del estrecho de Ormuz. La SPR es un puente, no una solución. Gana tiempo para que se resuelva la situación diplomática y se desarrollen rutas de suministro alternativas, pero no puede sustituir el flujo físico de crudo a través de una vía marítima estratégica que maneja una quinta parte del suministro energético mundial. La liberación de reservas por parte de Japón durante 20 días, frente a su colchón de 230 días, representa aproximadamente el 8,7% de sus reservas: un compromiso mesurado y creíble que demuestra coordinación entre las naciones consumidoras sin agotar el colchón de seguridad que dichas reservas están destinadas a proporcionar.
El factor India: Importación de petróleo iraní por primera vez en 7 años
India se dispone a importar crudo iraní por primera vez en siete años, un hecho que refleja cómo la crisis del petróleo ha trastocado por completo las alineaciones geopolíticas que regían el comercio energético desde el endurecimiento del régimen de sanciones estadounidenses en 2018. El viaje del Ministro de Petróleo de la India a Qatar, en un momento en que se agrava la crisis del suministro de GNL, junto con la decisión de reanudar las importaciones de crudo iraní, indica que las consideraciones de seguridad energética de la India están primando sobre el coste político de las complicaciones derivadas de las sanciones. El precio de la cesta de petróleo de la India, de 120,30 dólares por barril (un 4,12 % más en el día), es el referente más alto en este análisis y refleja la compleja mezcla de crudos que la India adquiere, que ahora incluye alternativas de precio superior al suministro interrumpido de Oriente Medio. La India ha duplicado con creces las importaciones de crudo ruso, alcanzando niveles casi récord, implementando simultáneamente dos estrategias de suministro distintas, "cercanas a las sanciones", para asegurar las importaciones de energía que la nación más poblada del mundo necesita para sostener su crecimiento económico. La disposición del gobierno indio a sortear la complejidad política de las importaciones de crudo iraní, al tiempo que aumenta su exposición a Rusia, demuestra hasta qué punto la seguridad del suministro ha prevalecido sobre la alineación geopolítica en la política energética de las principales naciones consumidoras que se enfrentan a la crisis del Ormuz.
Se recomienda mantener las posiciones en WTI y Brent con una tendencia alcista: aquí está el análisis preciso.
El WTI (CL=F) a $99.17 y el Brent (BZ=F) a $97.03 se mantienen en MANTENER con un sesgo alcista —no una COMPRA agresiva a pesar de la convincente narrativa de interrupción del suministro— por una razón específica: el riesgo binario del fin de semana en torno a Islamabad es enorme y asimétrico en ambas direcciones. El escenario alcista es claro y está respaldado por todos los indicadores del mercado físico. La prima del Brent a plazo fijo de $131.97 frente al precio de los futuros demuestra que la escasez física es real. Los 426 buques cisterna varados garantizan que la interrupción del suministro persista independientemente de lo que diga el marco diplomático. La capacidad de producción saudí ha disminuido en 600,000 barriles por día debido a los ataques con drones, y el flujo del oleoducto Este-Oeste se ha reducido en otros 700,000 barriles. El cierre de la refinería SATORP es una reducción adicional del suministro en curso. El escenario de $120 de JP Morgan si el oleoducto de Ormuz se paraliza hasta julio no es exagerado: es el resultado mecánico de hacer los cálculos de suministro. El precio mínimo de $98 para el Brent del segundo trimestre, según StanChart, con una prima persistente de entre $10 y $20 por encima de los niveles previos al conflicto, constituye un soporte institucional creíble que el mercado está utilizando actualmente. El escenario bajista depende exclusivamente de que las conversaciones en Islamabad den como resultado un acuerdo de reapertura del Estrecho de Ormuz creíble, verificable y de rápida implementación. Si esto ocurre, el frente de la curva de futuros se desploma, la prima del Brent a plazo se reduce y el WTI retrocede hacia los $80-85. El retraso en el mercado físico se reduce lentamente (los 426 buques petroleros no se mueven de la noche a la mañana), lo que significa que la eliminación completa de la prima de la crisis llevaría meses incluso en el mejor escenario diplomático. El punto de entrada para una posición larga es cualquier retroceso hacia los $93-95 en el Brent (BZ=F) —que es el precio mínimo previsto por StanChart para el segundo trimestre— con un objetivo de $105-110 si fracasan las conversaciones en Islamabad y se activa el escenario de $120 de JP Morgan como objetivo extendido posterior. Una posición larga iniciada en cualquier caída hacia los 93 dólares del WTI, mantenida con un stop por debajo de los 88 dólares, frente a un rango objetivo de entre 105 y 120 dólares, representa una relación riesgo-recompensa favorable que los datos del mercado físico respaldan inequívocamente.
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