El WTI y el Brent ceden desde sus máximos recientes, pero mantienen una backwardation pronunciada, mientras los sólidos márgenes de destilados, la firme demanda y los inventarios ajustados respaldan los precios.
Precios y estructura de la curva
La curva de NYMEX WTI mantiene una backwardation pronunciada. El WTI de octubre de 2026 se liquidó en USD 100.30/bbl el 18 de septiembre de 2026, con una caída del 1.61% en el día, mientras que noviembre de 2026 cerró en USD 96.08/bbl y diciembre de 2026 en USD 92.05/bbl. Posteriormente, la curva desciende de forma constante hacia aproximadamente USD 65–60/bbl para las entregas de 2030–2032, con contratos de vencimiento lejano alrededor de USD 58–55/bbl para 2033–2036.
El Brent de ICE refleja este patrón, con una prima de calidad constante frente al WTI. El Brent de noviembre de 2026 se liquidó en USD 103.87/bbl, el de diciembre de 2026 en USD 99.29/bbl y el de enero de 2027 en USD 96.03/bbl. Más adelante, el Brent desciende hacia la franja media de los 60 a comienzos de la década de 2030 y hacia la franja baja de los 60 a finales de esa década. La pendiente descendente estable en ambos índices indica que el mercado sigue descontando fundamentos ajustados a corto plazo, pero espera cierto reequilibrio o una menor demanda a más largo plazo.
Oferta, demanda y productos
Fundamentalmente, la configuración actual de precios y de la curva refleja una sólida demanda de productos refinados y una oferta efectiva limitada, más que una escasez absoluta de crudo a medio plazo. En el segmento de productos, el gasóleo bajo en azufre de ICE está liderando al alza al conjunto del mercado: el gasóleo de octubre de 2026 se liquidó en USD 1,509.25/t, con una subida del 1.23% en el día, y con un diferencial de calendario todavía elevado a lo largo de la curva. Incluso a finales de 2028 y durante 2030–2032, los contratos de gasóleo se mantienen firmemente por encima de USD 800–730/t antes de descender gradualmente hacia la franja baja de los 700, lo que apunta a balances estructuralmente ajustados de destilados medios.
Los datos recientes de la EIA de EE. UU. correspondientes a la semana terminada el 11 de septiembre de 2026 muestran precios al contado del WTI por encima de USD 100/bbl y confirman una fuerte oferta de productos, con una demanda implícita que se mantiene sólida al final del verano. Aunque las existencias comerciales de crudo han fluctuado semana a semana, no están aumentando a un ritmo que socave la curva alcista de los vencimientos cercanos. Las tasas de utilización de las refinerías son estacionalmente altas y los márgenes de refino, especialmente los del diésel, están respaldando una actividad de refino elevada pese a unos indicadores macroeconómicos ligeramente más débiles.
Posicionamiento y aspectos técnicos del mercado
Los datos del informe Commitments of Traders de la CFTC al 15 de septiembre de 2026 muestran que los fondos gestionados mantienen una posición larga neta en el WTI de NYMEX de aproximadamente 106,000 contratos, cerca del 5–6% del interés abierto. Esta cifra es elevada frente al último año, pero inferior a la de episodios alcistas extremos, lo que indica un posicionamiento especulativo largo fuerte, aunque todavía no masificado. Los operadores comerciales (productores/comerciantes) mantienen una posición corta neta considerable, coherente con una cobertura activa a plazo en un entorno de precios cercanos relativamente altos. La backwardation pronunciada de la curva recompensa las posiciones largas en los meses frontales mediante un rendimiento positivo por roll-over, lo que sigue atrayendo a fondos sistemáticos y macro.
Desde el punto de vista técnico, la leve corrección diaria de los contratos frontales del WTI y Brent el 18 de septiembre (WTI octubre −1.61%, Brent noviembre −0.91%) parece más una consolidación tras un sólido repunte de varias semanas que un cambio de tendencia. Los indicadores de momentum, en consonancia con el posicionamiento de la COT, sugieren que el mercado está tensionado, pero aún no ha señalado un techo decisivo, dejando margen para nuevos repuntes alcistas ante sorpresas favorables en los inventarios o interrupciones de suministro.
Riesgo meteorológico y geopolítico
El riesgo estacional de huracanes en el golfo de México sigue siendo un factor clave de incertidumbre a corto plazo para la producción estadounidense en alta mar y las operaciones de las refinerías hasta finales de septiembre, aunque no se han registrado cierres importantes en los últimos días. Al mismo tiempo, las elevadas tensiones geopolíticas en torno a rutas de tránsito e infraestructuras clave en Oriente Medio y el mar Rojo siguen sosteniendo una prima de riesgo, especialmente para los grados vinculados al Brent. Aunque algunas interrupciones regionales recientes son anteriores a la ventana más reciente de tres días y, por tanto, no se detallan aquí, sus efectos persistentes aún se reflejan en las estructuras de fletes y diferenciales.
Con la actividad de tormentas en el Atlántico cerca de su máximo climatológico y aún posibles cuellos de botella logísticos, los compradores físicos mantienen una cobertura prudente para el cuarto trimestre, lo que ayuda a respaldar los diferenciales de los vencimientos cercanos y los márgenes de los productos, incluso mientras los precios absolutos se consolidan justo por encima del umbral de USD 100/bbl.
Perspectiva de 4–6 semanas y conclusiones operativas
Durante el próximo mes, es probable que el complejo del crudo siga respaldado por la fuerte demanda de diésel y calefacción de cara al otoño del hemisferio norte, así como por unos márgenes de refino firmes. Salvo que se produzca una sorpresa negativa material en los datos macroeconómicos mundiales o un aumento sostenido de las existencias comerciales de crudo, la estructura sugiere un potencial bajista limitado para el WTI del primer vencimiento muy por debajo de la franja media de los 90, mientras que siguen siendo posibles pruebas alcistas de los máximos recientes por encima de USD 100/bbl.
- Operadores de cobertura (productores): Considerar la incorporación gradual de ventas a plazo adicionales en los contratos de WTI y Brent de 2027–2029, donde los precios siguen estando materialmente por encima del coste marginal de largo plazo, manteniendo al mismo tiempo flexibilidad en el tramo muy corto a medida que la backwardation mejora los precios realizados.
- Compradores físicos (refinerías, aerolíneas): Mantener o ampliar moderadamente la cobertura para el cuarto trimestre de 2026 y el primer trimestre de 2027, especialmente para las necesidades de destilados medios, ya que la curva del gasóleo todavía implica balances invernales ajustados y un riesgo alcista costoso.
- Operadores especulativos: Favorecer estrategias que moneticen la backwardation y la fortaleza de los productos (por ejemplo, posiciones largas en el WTI/Brent cercano frente al diferido, o posiciones largas en gasóleo frente al crudo), vigilando de cerca los datos de la COT y las publicaciones semanales de la EIA en busca de señales de saturación del posicionamiento o de puntos de inflexión en los inventarios.
Perspectiva direccional de 3 días
- Primer vencimiento del WTI de NYMEX: Sesgo moderadamente alcista; probablemente cotizará en una amplia banda de USD 97–103/bbl, con los datos de inventarios y los titulares macroeconómicos impulsando oscilaciones intradía.
- Primer vencimiento del Brent de ICE: Tono constructivo similar; se espera que mantenga una prima de varios dólares sobre el WTI y oscile alrededor del área de USD 100–106/bbl.
- Primer vencimiento del gasóleo de ICE: Firmeza con sesgo alcista; la fortaleza liderada por el diésel y la demanda de calefacción deberían mantener los precios respaldados por encima de las liquidaciones recientes, con diferenciales estrechos.