Los futuros de crudo se recuperan, pero la curva a plazo señala precios más suaves a largo plazo

Los futuros de WTI y Brent repuntaron con fuerza el 8 de julio, pero la curva a plazo sigue descontando un descenso gradual en los valores del crudo, lo que indica que el mercado ve la actual escasez y la prima de riesgo como algo temporal más que estructural. La rápida recuperación de precios es más visible en los contratos cercanos de WTI y Brent, que ganaron en torno a un 4–6% en la sesión y arrastraron al alza con fuerza al gasóleo ICE, elevando los márgenes de refino. Sin embargo, la tira de futuros hasta 2035 permanece claramente en contango: cada año adicional se negocia a un nivel inferior y los incrementos porcentuales diarios disminuyen de forma constante a lo largo de la curva. Esta estructura apunta a expectativas de un aumento de la oferta y un crecimiento más moderado de la demanda una vez que se disipen las fricciones geopolíticas y logísticas actuales. Para los compradores físicos y coberturistas en Europa, la combinación de precios firmes en el corto plazo, cracks de diésel sólidos y un tramo lejano descendente favorece una cobertura prudente a corto plazo, manteniendo a la vez flexibilidad para aprovechar potenciales precios más bajos en horizontes más largos.

Precios y estructura de la curva

El contrato NYMEX WTI agosto de 2026 cerró en torno a 73,5 USD/bbl el 8 de julio, con una subida aproximada del 4,2% en la sesión, mientras que el contrato Brent septiembre de 2026 en ICE cerró cerca de 79,2 USD/bbl, un 6,4% más. El tramo corto de la curva se sitúa así en la franja baja‑media de los 70 USD para WTI y en la parte alta de los 70 USD para Brent, lo que señala un nivel de precios firme pero no extremo en comparación con los máximos de crisis registrados a principios de este año.

Más allá de los primeros vencimientos, la tira de WTI se inclina de forma constante a la baja: a finales de 2028, WTI se negocia apenas por encima de 66 USD/bbl, descendiendo hasta unos 62 USD/bbl a finales de 2031 y hacia 54–55 USD/bbl a mediados de 2036. Brent muestra un patrón similar, con diciembre de 2028 alrededor de 70,5 USD/bbl y el extremo (principios de 2038) cerca de 64,7 USD/bbl. Los incrementos porcentuales diarios del 8 de julio se reducen de aproximadamente 3–6% en el tramo corto a menos del 1% a partir de 2029, lo que subraya que el último rally se concentra en los vencimientos cercanos más que en las expectativas a largo plazo.

(Valores en EUR basados en un tipo indicativo de 1 EUR = 1.08 USD.)

Oferta, demanda y geopolítica

En el lado de la oferta, los miembros de la OPEP+ acaban de acordar otro modesto aumento colectivo de producción de alrededor de 188.000 b/d a partir de agosto, el quinto incremento mensual consecutivo, a medida que los precios retroceden hacia niveles previos a la guerra. Esto confirma que los productores están dando prioridad a la recuperación gradual de cuota de mercado frente a defender los precios muy elevados observados en el punto álgido de las interrupciones en el Estrecho de Ormuz a principios de este año. Al mismo tiempo, los flujos marítimos a través del estrecho están mejorando tras un acuerdo provisional entre Estados Unidos e Irán, lo que alivia la extrema escasez física que llevó al Brent a superar brevemente los 120 USD/bbl en marzo.

La oferta no OPEP también está aumentando, y análisis recientes destacan unas exportaciones sólidas de Rusia y Kazajistán, ya que las refinerías de algunas regiones operan a menor capacidad, liberando crudo para el mercado marítimo. Combinado con los aumentos graduales de la OPEP+, esto apunta a un riesgo inminente de sobreoferta hacia finales de 2026 y 2027 si la demanda no sorprende al alza. Por ahora, la demanda se mantiene apuntalada por la recuperación del consumo asiático, en particular de China, que se espera sea el principal motor de absorción de barriles adicionales a medida que se normaliza la producción de Oriente Medio.

Mercados de productos y márgenes de refino

Los futuros de productos refinados han superado al crudo en el último movimiento: el contrato de gasóleo de bajo contenido en azufre ICE (diésel) con vencimiento en julio de 2026 subió más de un 11% el 8 de julio, cerrando en torno a 1095 USD/t. Un rally tan intenso, que supera con creces las ganancias del 4–6% en los referentes de crudo, implica un ensanchamiento de los crack spreads de destilados medios y unos márgenes de refino muy atractivos en Europa.

Este patrón es coherente con observaciones previas de que los cracks de gasóleo se habían estrechado y luego repuntado a medida que surtían efecto los cambios estacionales de oferta y demanda. La estructura actual de la tira de futuros de gasóleo, con los contratos cercanos negociándose claramente por encima del rango de 700–800 USD/t más adelante en la curva, sugiere que el mercado espera que la escasez de diésel se reduzca gradualmente pero no desaparezca rápidamente. Para los refinadores, esto incentiva una alta utilización en el corto plazo, mientras que para los usuarios finales aboga por una gestión activa de la exposición al diésel dada la volatilidad de los cracks.

Perspectivas e implicaciones para la operativa

De cara al futuro, el contango definido desde el entorno de los 70 USD/bbl medios en el Brent prompt hasta niveles en la franja baja de los 60 USD/bbl a comienzos de la década de 2030 refleja expectativas de: (1) oferta adicional de la OPEP+ y de productores no OPEP a medida que se alivian los cuellos de botella geopolíticos; (2) continuas mejoras de eficiencia y un crecimiento más lento de la demanda en las economías de la OCDE; y (3) una abundante inversión a plazo que mantiene bajo control los riesgos de escasez a largo plazo. Previsiones oficiales recientes ya anticipaban acumulación de inventarios hasta 2026 a medida que la nueva oferta supera a la demanda, ejerciendo presión bajista sobre los precios con el paso del tiempo.

Sin embargo, en el corto plazo el equilibrio sigue siendo sensible al ritmo de normalización en el Estrecho de Ormuz y a la disciplina de la OPEP+. Cualquier retroceso en el proceso de paz o nuevas interrupciones en el transporte marítimo podría volver a inflar rápidamente la prima de riesgo en el tramo corto de la curva. Por el contrario, una recuperación más rápida de lo esperado de las exportaciones del Golfo, junto con flujos sostenidos de Rusia y Kazajistán, reforzaría la narrativa de sobreoferta y presionaría a la baja los precios de los primeros vencimientos, especialmente si los datos macroeconómicos decepcionan.

Pautas estratégicas para los participantes del mercado

• Consumidores físicos (Europa): Aprovechar el rebote actual para extender moderadamente la cobertura hasta finales de 2026 y principios de 2027, pero evitar sobre‑cubrir más allá de dos años, donde la curva ya descuenta niveles de EUR/bbl significativamente inferiores.
• Productores: Valorar la incorporación gradual de coberturas adicionales en la parte de la curva 2027–2030, donde el contango sigue ofreciendo precios a plazo relativamente atractivos frente a las previsiones de largo plazo, manteniendo al mismo tiempo cierto potencial alcista ligado al riesgo geopolítico en los primeros vencimientos.
• Refinadores: Capitalizar los sólidos cracks de gasóleo en 2026 asegurando márgenes mediante spreads de crack, pero planificar la normalización de las primas de diésel para 2027–2028 a medida que la curva de gasóleo se aplana.

Visión direccional a 3 días (referencias clave, en EUR)

• WTI primer vencimiento (CME): Sesgo ligeramente alcista a lateral en torno a 66–70 EUR/bbl, con posibles picos impulsados por noticias si empeoran los titulares sobre Ormuz.
• Brent primer vencimiento (ICE): Probablemente se mantenga en una banda de 71–76 EUR/bbl, siguiendo de cerca las noticias sobre la OPEP+ y el transporte marítimo.
• ICE Gasoil primer vencimiento: Elevado, con margen para consolidarse cerca de 980–1040 EUR/t a medida que refinadores y usuarios finales reevalúan su cobertura de diésel tras el fuerte rally.