El crudo cae a pesar de existencias ajustadas mientras la curva de futuros se aplana

Los futuros de crudo WTI y Brent registraron fuertes ventas el 12 de junio a pesar de unas existencias aún ajustadas y de los riesgos geopolíticos persistentes, con todo el tramo de la curva a plazo desplazándose a la baja y aplanándose. El movimiento refleja una liquidación de posiciones y una creciente preocupación por la demanda, más que un repentino alivio de la oferta. Tras semanas de primas de riesgo vinculadas a la crisis en el Estrecho de Ormuz y al shock de combustible derivado de la guerra con Irán, el mercado está reevaluando cuán sostenibles son los precios altos de cara al 2S 2026. Los últimos datos muestran que las existencias de crudo de EE. UU. se sitúan por debajo de su media de 5 años y que la OPEP+ sigue manteniendo un férreo control sobre la producción, y aun así los precios corrigieron más de un 3% a lo largo de las curvas de WTI y Brent. El conjunto de evidencias apunta a un mercado que sigue siendo fundamentalmente ajustado, pero más vulnerable a revisiones a la baja de la demanda impulsadas por factores macro y a la volatilidad en torno a las próximas publicaciones de la OPEP+ y la AIE.

Prices & Forward Curve

La sesión del 12 de junio de 2026 registró un amplio y sincronizado descenso en los futuros de crudo y productos:

• El WTI de vencimiento más cercano Jul‑26 cerró en torno a 84,9 USD/bbl (≈ 78,5 EUR/bbl), una caída de 2,8 USD o un 3,3% en el día.
• El Brent de vencimiento más cercano Ago‑26 cerró cerca de 87,3 USD/bbl (≈ 80,8 EUR/bbl), también con un descenso de alrededor del 3,5%.
• El gasóleo bajo en azufre ICE Jul‑26 perdió casi un 7%, cerrando en torno a 967 USD/t (≈ 900 EUR/t), con un peor comportamiento que el crudo y señalando una fuerte presión sobre los cracks de destilados medios.

La curva del WTI muestra una clara pendiente descendente desde la zona media de los 80 USD/bbl para el verano de 2026 hacia los bajos 70 a finales de 2027 y la zona alta de los 50 a mediados de la década de 2030. El Brent presenta una estructura similar, cotizando unos pocos dólares por encima del WTI en el tramo corto pero convergiendo más adelante. Todo el strip se desplazó a la baja en torno a 2–3 USD/bbl el 12 de junio, con pérdidas porcentuales gradualmente menores en los vencimientos lejanos, lo que implica un ligero aplanamiento de la curva.

Este patrón – pérdidas concentradas en la parte corta y un strip que se mantiene descendente – es coherente con un mercado en backwardation que sigue estando ajustado a corto plazo pero que incorpora cada vez más unas menores tasas de crecimiento de la demanda y cierta normalización de los riesgos de oferta a medio plazo.

Supply, Demand & Geopolitics

Las señales fundamentales siguen siendo mixtas pero en general de apoyo a los precios pese a la última oleada de ventas. En su Informe Mensual del Mercado Petrolero de junio, la OPEP dejó en gran medida sin cambios sus previsiones de demanda y sigue proyectando un crecimiento de la demanda mundial de petróleo de alrededor de 1,0 millón bpd en 2026, con la producción de crudo de la OPEP+ en mayo cayendo unos 190.000 bpd intermensuales hasta 33,13 millones bpd. Esto pone de relieve que el grupo de productores no está inundando el mercado y continúa gestionando la oferta con cautela.

Los datos de EE. UU. apuntan a un endurecimiento de los balances. El último Weekly Petroleum Status Report de la EIA para la semana terminada el 5 de junio mostró una retirada de 7,2 millones de barriles en las existencias comerciales de crudo, dejando los inventarios en torno a 426,5 millones de barriles, alrededor de un 5% por debajo de la media estacional de 5 años. Esa reducción se suma a descensos previos y a continuas retiradas de existencias de productos, en particular de destilados medios, lo que subraya que el mercado físico sigue absorbiendo barriles más rápido de lo que se reponen.

Al mismo tiempo, la crisis del Estrecho de Ormuz y el shock de combustible derivado de la guerra con Irán continúan limitando los flujos de Oriente Medio. El estrecho, que normalmente canaliza aproximadamente el 20% del comercio mundial de petróleo y GNL, lleva más de tres meses prácticamente cerrado, lo que ha llevado a la AIE a describir la situación como la mayor interrupción de la oferta en la historia del mercado petrolero mundial. Aunque el crecimiento de la oferta fuera de la OPEP+ en las Américas y cierto desvío a través de rutas de exportación alternativas están compensando parte de la pérdida, el sistema sigue siendo frágil, y cualquier indicio de escalada en el Golfo se refleja rápidamente en la volatilidad intradía de los precios.

En el frente de la demanda, las preocupaciones se centran en los vientos en contra macroeconómicos y en las desaceleraciones regionales. Datos recientes señalan unas importaciones de crudo chino en mayo más débiles de lo esperado y signos de destrucción de demanda en algunas regiones consumidoras, dado que los precios finales para el usuario siguen elevados. En combinación con una política monetaria más restrictiva en varias economías, esto ha animado a los operadores a recortar posiciones largas a pesar de los fundamentos ajustados en el tramo prompt.

Curve Structure & Product Spreads

Las curvas de futuros detalladas ponen de manifiesto tres factores clave:

• Backwardation del WTI: El WTI front (Jul‑26) en torno a 84,9 USD/bbl frente al Dec‑27 alrededor de 71,9 USD/bbl y los primeros años de la década de 2030 cerca de 65 USD/bbl. La acusada caída entre el tramo corto y el medio refleja una fuerte demanda prompt de barriles físicos y escasez de capacidad de almacenamiento.
• Prima del Brent: El Brent front (Ago‑26) en torno a 87,3 USD/bbl, manteniendo una prima de 2–3 USD/bbl sobre el WTI en los meses cercanos, en línea con unos fletes marítimos elevados y la estrechez en la cuenca del Atlántico, pero convergiendo hacia niveles similares más adelante.
• Peor comportamiento de los productos: La caída más acusada en los futuros de gasóleo (−6–7% el 12 de junio) sugiere que los márgenes de refino, en particular para destilados medios, están bajo presión tanto por los elevados costes de materia prima como por indicios de una demanda industrial y de transporte por carretera más débil en Europa y partes de Asia.

Estas estructuras favorecen las retiradas prompt de inventarios y respaldan las operaciones en spreads temporales, al tiempo que desincentivan las coberturas a largo plazo a niveles relativamente altos en los vencimientos lejanos. No obstante, el reciente aplanamiento indica que parte de la prima de riesgo por una interrupción prolongada se está descontando, probablemente ante la expectativa de una reapertura gradual de las principales rutas marítimas o de un suministro adicional de la OPEP+ si los precios vuelven a dispararse.

Weather & Seasonal Factors

Los riesgos meteorológicos adquieren mayor relevancia a medida que el hemisferio norte entra en el verano. Los pronósticos de consenso para la cuenca del Atlántico apuntan a una temporada de huracanes por encima de la media, lo que aumenta la probabilidad de interrupciones temporales en la producción y el refino de la Costa del Golfo de EE. UU. más adelante en el 3T. Por ahora, estos riesgos son en gran medida latentes y no están plenamente incorporados en la curva, pero añaden una cola alcista a las distribuciones de precios a corto plazo.

La demanda estacional también entra en una fase más fuerte. La temporada de conducción en EE. UU., combinada con la demanda de combustible de aviación y las necesidades estacionales de generación eléctrica en Oriente Medio y Asia, suele endurecer los balances en el 3T. El último Short‑Term Energy Outlook de la EIA proyecta que los inventarios mundiales de petróleo caerán una media de 6,3 millones bpd en el 2T 2026 y prevé que el Brent promedie en torno a 105 USD/bbl en junio y julio, por encima de los niveles actuales de futuros. Esto sugiere que, si las actuales retiradas persisten, la reciente corrección de precios podría resultar exagerada.

Trading Outlook & Strategy

Dadas las cotizaciones actuales, los fundamentales y la estructura de la curva, las perspectivas de negociación a corto plazo pueden resumirse del siguiente modo:

• Sesgo: moderadamente alcista en el tramo corto, cauto en el largo – Unas existencias ajustadas, la continuidad de la disciplina de la OPEP+ y las restricciones en Ormuz apuntan a una postura constructiva sobre los contratos de WTI y Brent de vencimiento cercano en términos de EUR, especialmente en caídas hacia la zona de mediados de los 70 EUR/bbl.
• Spreads temporales frente a precio plano – Con WTI y Brent en firme backwardation y con inventarios a la baja, las posiciones largas en vencimientos cercanos frente a cortas en diferidos (calendar spreads) pueden ofrecer una mejor relación riesgo‑retorno que las posiciones largas directas, al tiempo que se benefician de la estrechez.
• Productos: exposición selectiva – La acusada venta en gasóleo sugiere cautela con los cracks de destilados medios en el corto plazo. Sin embargo, cualquier repunte de la actividad industrial europea o de las interrupciones logísticas relacionadas con el clima podría volver a ajustar rápidamente el mercado de diésel y combustible de aviación, creando oportunidades tácticas.
• Gestión del riesgo – Los operadores deberían seguir de cerca los próximos informes semanales de la EIA, el Informe del Mercado Petrolero de la AIE de mediados de junio y las comunicaciones de la OPEP+ para confirmar que las retiradas de inventarios continúan y que cualquier desescalada en el Golfo Pérsico no desencadena una oleada repentina de oferta adicional.

3‑Day Directional Outlook (in EUR)

• WTI (NYMEX, front month): Tras la brusca caída diaria del 3%, margen para un modesto rebote o consolidación en torno a 77–80 EUR/bbl en las próximas tres sesiones, a medida que la estrechez física compite con las preocupaciones macro.
• Brent (ICE, front month): Probablemente cotice en una banda algo más alta, de aproximadamente 79–83 EUR/bbl, manteniendo una prima frente al WTI pero con un margen limitado para fuertes subidas en ausencia de nuevos titulares geopolíticos.
• ICE Gasoil: Vulnerable a una mayor volatilidad tras una caída cercana al 7%; precios en torno a 880–920 EUR/t parecen probables mientras el mercado evalúa la demanda real de transporte por carretera y de combustibles industriales.

En conjunto, el complejo del crudo sigue estando fundamentalmente ajustado pero, a corto plazo, cada vez más guiado por cambios en el sentimiento y datos macro. Los participantes en el mercado deberían mantener la flexibilidad, centrándose en spreads temporales y coberturas cuidadosamente calibradas en lugar de grandes apuestas direccionales directas.