Los futuros de crudo profundizan la backwardation mientras los productos lideran el rally
Los futuros de WTI y Brent se afianzan en backwardation mientras el diésel se dispara. Balances ajustados a corto plazo, pero un panorama de demanda más suave limita el potencial alcista. Sesgo alcista a corto plazo, cautela a largo plazo.
Precios y estructura de la curva
El 29 de junio de 2026, el WTI NYMEX agosto 2026 se liquidó en 70,46 USD/bbl (≈65,3 EUR/bbl), un 1,75% más día a día, con el contrato de septiembre en 70,14 USD/bbl (≈65,0 EUR/bbl). La curva desciende de forma constante hasta alrededor de 56–57 USD/bbl (≈51–52 EUR/bbl) a comienzos de 2035, ilustrando una firme backwardation que premia mantener barriles inmediatos frente a posiciones diferidas en papel.
El Brent ICE presenta una estructura similar, ligeramente más alta: agosto 2026 cerró en 72,81 USD/bbl (≈67,4 EUR/bbl), con diciembre 2026 en 73,08 USD/bbl (≈67,7 EUR/bbl) antes de relajarse gradualmente hacia la franja media de los 60 USD/bbl (≈zona baja de los 60 EUR) a mediados de la década de 2030. El diferencial WTI–Brent se mantiene moderado, en línea con unas restricciones logísticas continuadas pero sin una dislocación regional aguda.
Los productos refinados lideran el movimiento. El gasóleo bajo en azufre ICE julio 2026 terminó en 903 USD/t (≈836 EUR/t), casi un 2,5% más en la sesión y manteniendo una pronunciada prima frente a los contratos de finales de 2027 y 2028, que cotizan en torno a 700–720 USD/t (≈648–667 EUR/t). Este rally concentrado en el corto plazo del diésel pone de relieve una disponibilidad de destilados medios muy ajustada respecto al crudo, un factor claramente alcista para el precio inmediato del crudo.
Factores de oferta y demanda
Los balances a corto plazo siguen siendo ajustados. Análisis recientes indican que los inventarios globales podrían caer con fuerza durante el 3T, con retiros del orden de varios millones de barriles diarios, ya que las interrupciones de suministro en torno al estrecho de Ormuz siguen limitando los flujos y erosionando los colchones de reservas. El último mensaje de la OPEP sigue destacando que el crecimiento de la demanda superará las incorporaciones de oferta no‑OPEP+ hasta 2027, lo que implica que la llamada a la OPEP+ seguirá siendo elevada si las disrupciones persisten.
No obstante, el panorama de demanda para 2026 se ha debilitado claramente. El Informe del Mercado Petrolero (OMR) de junio de la AIE recorta su previsión de demanda para 2026 y ahora espera que la demanda mundial de petróleo caiga frente a 2025, en medio de un menor consumo de combustibles y mejoras de eficiencia. Las Perspectivas de la Energía a Corto Plazo (STEO) actualizadas de la EIA también reducen la demanda de 2026, pero siguen apuntando a un déficit estructural en el escenario actual de disrupciones, con varios millones de barriles diarios de déficit de oferta mientras persistan las restricciones en Ormuz.
La producción no‑OPEP+ continúa marcando una tendencia al alza, con las Américas (EE. UU., Brasil, Guyana, Canadá) liderando las subidas y con cierto crecimiento adicional previsto desde Alaska y otros proyectos hasta 2026. Paralelamente, las liberaciones de reservas de emergencia y las rutas alternativas han amortiguado el shock inicial de precios derivado del conflicto en Oriente Medio, lo que explica por qué los futuros pueden cotizar más bajos pese a las pérdidas de oferta en curso.
Fundamentos y señales del mercado de productos
La propia curva de futuros de crudo ofrece una señal fundamental clara: la fuerte backwardation tanto en WTI como en Brent hasta alrededor de mediados de 2027 apunta a una prima en los barriles inmediatos y a una comodidad limitada con los niveles actuales de inventarios. La parte larga a partir de 2028 deriva gradualmente a la baja –hacia la franja alta de los 50 USD a baja de los 60 USD por barril (≈mitad de los 50 EUR) a comienzos de la década de 2030– reflejando expectativas de un crecimiento de demanda más lento y de una amplia capacidad de oferta futura.
La fortaleza de los destilados medios es aún más acusada. La liquidación de 903 USD/t (≈836 EUR/t) del gasóleo julio 2026 se sitúa aproximadamente un 8–10% por encima de los contratos de invierno 2026/27 y casi un 30% por encima de la parte larga de la curva en la década de 2030, en torno a 670–680 USD/t (≈617–626 EUR/t). Esta pronunciada estructura es coherente con unos inventarios de diésel muy bajos en las principales regiones consumidoras y con una demanda sólida de transporte marítimo y de la industria, incluso cuando se revisa a la baja el crecimiento agregado de la demanda de petróleo. Proporciona un suelo importante al crudo en el corto plazo y fomenta mayores tasas de refinación donde los márgenes lo permiten.
Al mismo tiempo, trabajos recientes de la AIE y la EIA apuntan a la posibilidad de un superávit hacia finales de la década, a medida que nueva capacidad entre en operación y el crecimiento de la demanda se desacelere, especialmente bajo escenarios de eficiencia y electrificación aceleradas. Ese cuadro macro encaja con el debilitamiento en la parte larga de la curva de crudo y aconseja no extrapolar indefinidamente el actual estrechamiento del mercado.
Perspectivas e implicaciones para el trading
A corto plazo (próximos 1–3 meses), la combinación de inventarios ajustados, disrupciones continuas en Oriente Medio y cracks de diésel sólidos apunta a un sesgo moderadamente alcista o lateral en el crudo inmediato. Es probable que la volatilidad esté muy condicionada por los titulares en torno a cualquier novedad sobre Ormuz, la política de la OPEP+ o sorpresas importantes en inventarios. Comentarios de mercado durante el fin de semana sugieren que el posicionamiento sigue siendo muy sensible a cualquier indicio de una rápida resolución del conflicto, que podría desencadenar un fuerte aplanamiento de la curva.
A medio plazo (2027–2029), el crecimiento de la producción no‑OPEP+ y una senda de demanda revisada a la baja implican un alivio gradual de los balances, ya visible en los precios diferidos más bajos. Si las disrupciones de suministro se normalizan y se reconstruye la capacidad ociosa, el mercado podría pasar de un déficit estructural a un ligero superávit, ejerciendo presión bajista sobre la curva a plazo, aunque manteniendo una prima de riesgo asociada a focos geopolíticos.
Consideraciones de trading específicas
- Productores: Aprovechar la pronunciada backwardation para escalonar coberturas sobre barriles 2027–2029, donde WTI y Brent aún cotizan en la parte baja‑media de los 60 EUR/bbl, asegurando niveles a plazo históricamente atractivos frente a un telón de fondo de demanda en enfriamiento.
- Consumidores/Refinerías: Considerar la cobertura de parte de la exposición al diésel mediante hedging en gasóleo diferido, donde los precios están sensiblemente por debajo de los niveles inmediatos, manteniendo al mismo tiempo flexibilidad en la cobertura de crudo dada la posible sorpresa alcista derivada de nuevas caídas de inventarios.
- Participantes financieros: Las estrategias de curva (p. ej., largos en vencimientos cercanos / cortos en diferidos) siguen respaldadas por los fundamentos, pero conllevan riesgo de evento ante una distensión súbita de las tensiones en Oriente Medio o una brusca desaceleración macro.
Visión direccional a 3 días (en términos de EUR)
- WTI primer vencimiento (NYMEX): Ligeramente al alza o lateral en EUR/bbl, con apoyo de la fortaleza en productos y los bajos inventarios, pero limitado por la macro y las preocupaciones sobre la demanda.
- Brent primer vencimiento (ICE): Tono similar, con sesgo alcista frente al WTI, manteniendo una modesta prima en EUR que refleja el riesgo sobre la oferta marítima.
- Gasoil ICE primer vencimiento: Firme a alcista en EUR/t, con probabilidad de superar al crudo ante cualquier nueva evidencia de escasez de destilados o disrupciones logísticas.