La backwardation del Brent se profundiza a medida que el repunte de la oferta de la OPEP+ se cruza con una demanda más débil
Los futuros de Brent y WTI repuntan en los primeros vencimientos con fuerte backwardation mientras la OPEP+ restaura la producción y se suavizan las previsiones de demanda. Factores clave, riesgos y perspectivas a corto plazo.
Precios y estructura de la curva
El contrato ICE Brent octubre de 2026 cerró el 20 de agosto en torno a 93,2 USD/bbl, unos 1,5 USD o un 1,7% más en el día. Convirtiendo a ~0,90 EUR/USD, esto implica alrededor de 103,5 EUR/bbl. La curva desciende después de forma gradual, con diciembre de 2026 en 88,7 USD/bbl (~98,5 EUR) y febrero de 2027 en 84,8 USD/bbl (~94,2 EUR). Hacia finales de 2027 el Brent se negocia en la franja alta de los 70 USD (bajos 90 EUR) y los precios siguen cayendo hacia la zona media de los 60 USD (mediados de 70 EUR) a principios de la década de 2030.
El NYMEX WTI muestra un patrón similar con un nivel absoluto ligeramente inferior y una backwardation absoluta más estrecha. El WTI de septiembre de 2026 cerró cerca de 87,8 USD/bbl (~97,5 EUR), con diciembre de 2026 en 82,7 USD/bbl (~91,9 EUR), y la curva relajándose hacia la franja baja de los 60 USD (bajos 70 EUR) para 2032–2033. El diferencial Brent–WTI en los primeros meses se sitúa por tanto en torno a 5–6 USD/bbl, suficiente para sostener los flujos transatlánticos pero no extremo en términos históricos.
La curva del gasóleo (diésel) bajo en azufre del ICE se mantiene elevada en términos absolutos, pero ya se encuentra en un suave contango más allá de los meses cercanos: el cierre de septiembre de 2026 fue cerca de 1.295 USD/t (~1.439 EUR), bajando a alrededor de 1.148 USD/t (~1.275 EUR) para diciembre de 2026 y más hacia la franja baja de los 800 USD/t (~890 EUR) a finales de 2027. Esto indica expectativas de una moderación del tensionamiento en destilados medios a medida que los barriles de la OPEP+ y las corridas de refinería se normalicen.
Oferta, demanda y fundamentales
Por el lado de la oferta, la OPEP y sus aliados han seguido retirando los recortes voluntarios. El grupo aprobó un incremento adicional de cuota de 188.000 bbl/d para agosto y un paso similar para septiembre, completando de facto la reversión de la última capa de recortes y devolviendo al mercado mayores volúmenes del Golfo y de Rusia. La producción de la OPEP+ en julio aumentó en torno a 1,4 mb/d mes a mes, aunque la alianza siguió quedando casi 7 mb/d por debajo de su objetivo formal, lo que indica persistentes restricciones de capacidad y logísticas.
La oferta fuera de la OPEP también se está recuperando. Las estimaciones de la AIE muestran que la oferta mundial de crudo repuntó con fuerza en junio hasta situarse justo por debajo de 99 mb/d, a medida que los flujos a través del Estrecho de Ormuz se recuperaron parcialmente y los productores del Golfo aumentaron su producción. Estados Unidos sigue siendo un motor clave, con datos de la EIA que indican corridas de refinería por encima del 96% de utilización e importaciones de crudo superiores a 7 mb/d a principios de agosto, respaldadas por una firme demanda de productos y márgenes favorables. Sin embargo, la Reserva Estratégica de Petróleo de EE. UU. ha seguido bajando ligeramente, cayendo a alrededor de 299 mb, lo que limita en cierta medida la capacidad de Washington para suavizar futuros shocks.
Las señales por el lado de la demanda son cada vez más cautelosas. Tanto la OPEP como la AIE han recortado sus perspectivas de crecimiento de la demanda de crudo para 2026, citando precios elevados, condiciones financieras más estrictas y efectos de sustitución. La última actualización mensual de la AIE sugiere que la demanda mundial se contraerá en torno a 1,6 mb/d en 2026 antes de volver a un crecimiento modesto en 2027, mientras que el organismo sigue proyectando un déficit cercano a 1,8 mb/d en el tercer trimestre de 2026, ya que el consumo estacional alcanza su pico y persisten las restricciones de oferta.
Balance de mercado, spreads y refino
La marcada backwardation a lo largo de las curvas de Brent y WTI, combinada con unos precios cercanos del diésel elevados, indica que los barriles físicos prompt siguen siendo escasos. Los spreads temporales en los meses frontales están incentivando retiradas de inventarios en lugar de acumulaciones, en línea con la continua caída de existencias en los principales hubs y la producción de la OPEP+ aún por debajo del objetivo.
Los márgenes de refino, especialmente para los destilados medios, siguen siendo sólidos. El alto precio absoluto del gasóleo y la solo ligera backwardation hacia 2027–2028 sugieren una prima estructural para los destilados medios bajos en azufre, reflejando tanto la presión regulatoria como una fuerte demanda de transporte marítimo, petroquímica e industrial. Mientras tanto, los cracks más débiles de la gasolina y la gradual relajación de los precios del diésel más allá del invierno apuntan a expectativas de un mercado de productos más holgado una vez que pase el actual pico estacional y se alivien los cuellos de botella logísticos.
Meteorología y geopolítica
A corto plazo, la actividad de huracanes en el Atlántico sigue siendo un riesgo alcista clave para los precios del crudo y de los productos. Cualquier interrupción de la producción o de las operaciones de refino en el Golfo de México estadounidense durante finales de agosto y septiembre podría tensionar rápidamente los balances en la cuenca atlántica, amplificando la backwardation y apoyando a los contratos front‑month de Brent y WTI.
El riesgo geopolítico continúa concentrándose en Oriente Medio y el Estrecho de Ormuz. Aunque la restauración parcial de los flujos de tránsito ha permitido a los productores del Golfo aumentar su producción, incidentes de seguridad intermitentes y negociaciones diplomáticas estancadas han mantenido una prima de riesgo incrustada en los precios prompt. Las narrativas del mercado se centran cada vez más en si una mayor normalización del tráfico en Ormuz compensará lo suficiente las rebajas de demanda como para evitar un retorno a condiciones de superávit en 2027.
Perspectivas de trading e indicaciones de precios a 3 días
- Productores: Aprovechar la fuerte backwardation y los elevados niveles del Brent front‑month (en torno a 100–105 EUR/bbl equivalentes) para extender coberturas hacia 2026–2027. La curva forward en la zona media de los 70 a baja de los 80 EUR ofrece márgenes atractivos frente a los costes operativos históricos, especialmente para los productores de bajo coste del Golfo y del shale estadounidense.
- Refinerías: Mantener corridas altas donde las limitaciones logísticas y medioambientales lo permitan, pero comenzar a fijar márgenes de destilados medios más adelante en la curva. La relajación de la curva del diésel hacia finales de 2027–2028 sugiere que la fortaleza actual de los cracks podría no ser sostenible.
- Consumidores e importadores: Considerar escalar coberturas en correcciones en lugar de perseguir el repunte actual. Las rebajas de demanda y la prevista pausa en los incrementos de cuotas de la OPEP+ tras septiembre apuntan a un aumento de los riesgos bajistas a medio plazo, incluso si los balances del tercer trimestre siguen siendo ajustados.
Durante los próximos tres días de negociación, salvo shocks geopolíticos o meteorológicos de gran magnitud, es probable que el Brent y el WTI se mantengan firmes pero en rango, con el Brent front‑month oscilando en términos generales en torno a 100–105 EUR/bbl y el WTI alrededor de 95–100 EUR/bbl. El sesgo subyacente sigue siendo moderadamente alcista a corto plazo debido a la tensión en los balances físicos, pero cada nueva rebaja de demanda o señal de mayor cumplimiento de la OPEP+ podría desencadenar correcciones rápidas a lo largo de la curva forward.