Futuros de petróleo caen mientras la curva del WTI se aplana y resurgen temores sobre la demanda

Los futuros de WTI y Brent cayeron el 9 de junio, con el contrato cercano de WTI retrocediendo casi un 3% y el mes frontal de Brent bajando alrededor de un 2,6%, a medida que los operadores reevaluaban los riesgos para la demanda y las primas de riesgo geopolítico. Las curvas a plazo siguen en una acusada backwardation, pero la pendiente se está aplanando, lo que señala un mercado que sigue ajustado pero menos preocupado por la escasez a corto plazo. Tras semanas de cotizar cerca de máximos impulsados por el conflicto, los precios del crudo se están consolidando por debajo de los últimos picos. El contrato más cercano de WTI se asentó en torno a 88,7 USD/bbl, con el Brent cerca de 91,9 USD/bbl, ambos claramente por debajo de los promedios previstos por la EIA en su informe de junio pero aún elevados frente a las normas de largo plazo. Las revisiones a la baja de la demanda, los nuevos planes de aumento de producción de la OPEP+ desde julio y las señales aún tímidas de desescalada en Oriente Medio se ven compensados por unos inventarios de la OCDE muy bajos y la persistente disrupción en el estrecho de Ormuz. Los márgenes de refino, especialmente en destilados medios, siguen altos pero se están suavizando en línea con unos precios planos más débiles, lo que sugiere un mercado más equilibrado –aunque todavía frágil– de cara a finales de junio.

Precios y curva a plazo

La estructura básica de futuros apunta a una corrección sincronizada entre crudo y productos:

• WTI NYMEX julio de 2026 cerró en 88,74 USD/bbl, una caída de 2,56 USD o -2,88% día a día. Los contratos a lo largo de la curva cedieron en general entre un 0,5% y un 3%, con descensos gradualmente menores en los plazos más largos.
• Brent ICE agosto de 2026 cerró en 91,85 USD/bbl, -2,40 USD o -2,61%. La parte frontal de la curva del Brent registró igualmente pérdidas de entre el 1% y el 2,6%.
• ICE Gasóleo bajo en azufre junio de 2026 terminó en 1.033 USD/t, -3,6%, con los contratos posteriores cayendo en torno a un 2–3%, lo que subraya la presión sobre los cracks de productos refinados.

La conversión de los niveles clave de los contratos más cercanos a euros (asumiendo ~1,07 USD/EUR) arroja las siguientes indicaciones aproximadas:

La estructura de la curva sigue fuertemente en backwardation: el WTI desciende desde unos 88,7 USD/bbl en julio de 2026 hasta cerca de 80 USD/bbl en enero de 2027 y gradualmente hacia la franja baja de los 60 USD a comienzos de 2030. El Brent muestra un patrón similar, desde aproximadamente 91,9 USD/bbl en el mes frontal hasta la parte alta de los 60 USD en el largo plazo. Esto señala una persistente estrechez y escasez de inventarios en el corto plazo, pero con expectativas de una eventual normalización a medida que la oferta se recupere y el crecimiento de la demanda se desacelere.

Oferta, demanda y geopolítica

En el lado de la oferta, el factor nuevo clave es la OPEP+. Un grupo central de siete miembros de la OPEP+ acordó el 7 de junio aplicar un nuevo aumento colectivo de producción de 188.000 bpd a partir de julio de 2026, marcando la cuarta subida mensual consecutiva de cuotas y sumándose a las alzas acumuladas desde abril. Esto añade barriles marginales a un mercado por lo demás restringido y ha contribuido al reciente retroceso de los precios.

No obstante, el equilibrio global sigue siendo ajustado. El Short‑Term Energy Outlook de junio de la EIA destaca que el cierre efectivo del estrecho de Ormuz continúa limitando los flujos y que los productores de Oriente Medio han reducido su producción en más de 11 millones de bpd, provocando enormes extracciones de inventarios globales de 6–8 millones de bpd en el 2T–3T de 2026, dejando las existencias de la OCDE en su nivel más bajo desde 2003. La combinación de recortes estructurales y cuellos de botella logísticos mantiene el mercado físico inmediato firme a pesar de la última corrección de los futuros.

En el lado de la demanda, el sentimiento se ha vuelto más cauto. El mismo informe de la EIA recortó su previsión de demanda mundial de petróleo para 2026 y ahora espera que el mundo consuma unos 1,1 millones de bpd menos que el año pasado debido a los altos precios, las limitaciones de combustible y las medidas gubernamentales, en particular en Asia. Los titulares a corto plazo también enfatizan una demanda china más débil y una desaceleración macro más amplia, con algunas estimaciones señalando que la preocupación por China ha contribuido a arrastrar el Brent hacia mínimos recientes de varias semanas.

En el plano geopolítico, los mercados reaccionan a señales de desescalada. Las noticias de que Irán e Israel han detenido los ataques de represalia, junto con los mensajes políticos de que las negociaciones con Teherán avanzan, han recortado la prima de riesgo bélico y provocado una caída intradía de alrededor del 1–3% en ambos referentes. Sin embargo, con Ormuz aún prácticamente cerrado y unos inventarios extremadamente escasos, el riesgo sigue sesgado al alza si las conversaciones fracasan o nuevos incidentes interrumpen la oferta.

Fundamentos y diferenciales

La estructura de futuros muestra un equilibrio más tenso en el corto plazo en comparación con los años posteriores. El diferencial WTI–Brent en torno a los meses frontales ha oscilado, pero actualmente se sitúa en una banda coherente con unos balances del Atlántico moderadamente más ajustados y una sólida demanda de exportaciones estadounidenses; las especificaciones de contrato recientes de ICE confirman un activo comercio de este diferencial, pero todavía no apuntan a un cambio estructural decisivo.

Según las proyecciones de junio de la EIA, se sigue esperando que los precios spot del Brent promedien en torno a 105 USD/bbl en junio–julio bajo las hipótesis actuales de disrupción, antes de relajarse hasta alrededor de 79 USD/bbl en 2027, a medida que la producción de Oriente Medio se normalice gradualmente y el crecimiento de la demanda vuelva a acelerarse. Esto se sitúa algo por encima de los cierres actuales de los futuros más cercanos, lo que sugiere bien que la reciente oleada vendedora podría haberse excedido si las disrupciones persisten, o bien que el riesgo de una recuperación de la oferta más rápida de lo previsto y de una demanda más débil está infravalorado en las previsiones oficiales.

Los productos refinados también reflejan una moderación de la estrechez. Los futuros de gasóleo a lo largo de 2026 cayeron aproximadamente entre un 2% y un 4% el 9 de junio, pero toda la curva del diésel sigue cotizando muy por encima de los niveles previos al conflicto. Esto indica que, aunque la backwardation se está aplanando, el segmento de destilados medios sigue limitado por unos inventarios bajos y una demanda aún sólida, especialmente en transporte e industria.

Meteorología y factores estacionales

El clima es en este punto un factor secundario, pero no despreciable. La temporada de huracanes en el Atlántico acaba de comenzar y cualquier previsión creíble de actividad por encima de lo normal aumentaría la probabilidad de interrupciones de producción o de refino en el Golfo de México más adelante en el 3T, lo que podría tensionar el mercado de WTI y los balances de productos en EE. UU. Al mismo tiempo, la demanda de gasolina y combustible de aviación en el verano del hemisferio norte suele alcanzar su pico entre finales de junio y agosto, compensando parcialmente el impacto de las revisiones estructurales a la baja de la demanda.

A corto plazo (próximas 1–2 semanas), el conjunto de evidencias sigue apuntando a una demanda estacional fuerte pero atemperada por los altos precios y la destrucción de demanda inducida por políticas en regiones clave consumidoras, en particular en partes de Asia. En consecuencia, los riesgos alcistas relacionados con el clima están presentes, pero actualmente quedan eclipsados por los factores macro y de política.

Perspectiva de trading y escenarios de riesgo

Sesgo direccional (próximas 1–3 semanas): Moderadamente bajista a lateral, con elevado riesgo de eventos.

• Productores y coberturistas: La backwardation, que se está aplanando pero sigue siendo pronunciada, ofrece oportunidades atractivas para ir incorporando coberturas sobre ventas de 2026–27. Dado el nivel actual del WTI más cercano en torno a 83 EUR/bbl y del Brent cerca de 86 EUR/bbl, cabe considerar escalonar coberturas en repuntes hacia los máximos recientes, reconociendo que los inventarios están en niveles críticamente bajos y que siguen siendo plausibles picos bruscos al alza.
• Consumidores (refinerías, grandes compradores de combustible): El reciente retroceso de los precios del crudo y del gasóleo justifica aumentar de forma moderada la cobertura de necesidades para verano y comienzos de otoño, especialmente en diésel, dejando al mismo tiempo cierto grado de participación al alza en caso de una mayor moderación de precios por una demanda más débil o una normalización de la oferta más rápida de lo previsto.
• Operadores especulativos: La volatilidad en torno a los titulares geopolíticos y las comunicaciones de la OPEP+ sigue siendo alta. A corto plazo, la venta de repuntes en los futuros más cercanos dentro del rango alto reciente parece atractiva mientras sigan dominando los barriles adicionales de la OPEP+ y las preocupaciones sobre la demanda, pero las posiciones deben gestionarse con un control de riesgo estricto ante cualquier escalada en Ormuz o sorpresas repentinas en los datos de inventarios.

Indicación de precios a 3 días (en EUR)

Con base en los niveles actuales de futuros y los factores dominantes, el riesgo direccional para los próximos tres días de negociación es:

• WTI (NYMEX mes frontal): Probablemente cotice en una banda en torno a 80–85 EUR/bbl, con un ligero sesgo bajista si los titulares macro y de demanda en China siguen siendo débiles y no se producen nuevas disrupciones.
• Brent (ICE mes frontal): Se espera en un rango aproximado de 84–89 EUR/bbl, también con una ligera inclinación bajista pero respaldado por los riesgos persistentes relacionados con Ormuz y unos inventarios de la OCDE muy bajos.
• ICE Gas Oil: Rango indicativo cercano a 940–990 EUR/t, ya que los cracks se suavizan pero se mantienen históricamente elevados; cualquier parada inesperada de refinerías o descensos de existencias de diésel en Europa podría elevar rápidamente la parte alta del rango.

En conjunto, el complejo del crudo está transitando desde una fase de extrema estrechez y alta prima de riesgo hacia un mercado aún ajustado pero más guiado por los datos, en el que la política de la OPEP+, los datos de inventarios y el ritmo de normalización de la demanda marcarán el tono de la evolución de precios de cara a finales de junio.