El 27 de julio de 2026, el crudo Brent cotizó a USD 91,82 por barril y el WTI a USD 84,25, dejando un diferencial de USD 7,57 a favor del Brent, según la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA). El dato marca una reversión significativa respecto al 15 de junio, cuando el spread llegó a invertirse a -0,29 USD/bbl —el punto de mayor compresión del ciclo— en plena corrección del mercado global.

La recuperación del Brent en julio (+7,5% desde el mínimo de junio de USD 85,4/bbl) se produce tras una caída estructural documentada por el Banco Mundial: en su Pink Sheet del 2 de julio de 2026, el organismo registró que el Brent promedió USD 85,4/bbl en junio, acumulando una baja del 20,6% mensual, mientras el índice global de energía marcó su mayor descenso del año con -17,7% en ese mismo mes. Desde el pico de USD 120,4/bbl en abril de 2026, la corrección total alcanzó el 29,3%.

El rebote de julio es real pero parcial. Con un precio actual todavía un 23,8% por debajo del máximo de abril, y un promedio del segundo trimestre de USD 104,4/bbl registrado por el Banco Mundial, la señal de mercado es de estabilización a la baja antes que de nueva expansión.

Para los crudos de exportación argentinos, la mecánica del diferencial importa por partida doble. El Medanito, crudo liviano de la Cuenca Neuquina con referencia histórica al WTI, gana cuando el WTI sube en términos absolutos. El Escalante, crudo pesado de origen patagónico con descuento estructural sobre el Brent, necesita que el Brent se sostenga para preservar su margen de netback. Con el spread Brent-WTI nuevamente positivo y por encima de USD 7, el Escalante mejora su posición relativa respecto a los mínimos de junio.

El contexto de volumen amplifica el efecto. Argentina cerró abril de 2026 con una producción de 891.704 barriles diarios —el récord del siglo, según la serie oficial de la Secretaría de Energía—, y continúa expandiendo su capacidad de exportación desde Vaca Muerta. Cada dólar de spread entre el Brent y el WTI se traduce, en términos operativos, en ingresos marginales sobre el volumen exportado de crudos referenciados al benchmark europeo.

La restricción física persiste. Si el Brent no consolida por encima de USD 95 en el tercer trimestre, el escenario de costos del upstream no convencional —con servicios dolarizados y tipo de cambio interno que no acompaña en forma lineal— permanecerá bajo presión. La recuperación de julio reduce el riesgo de erosión del margen, pero no lo elimina.

Señales a monitorear: evolución semanal del spread Brent-WTI en los datos de la EIA, publicación del Pink Sheet del Banco Mundial correspondiente a agosto de 2026, y la actualización de la serie de exportaciones por tipo de crudo de la Secretaría de Energía para mayo y junio de 2026.