Noticias sobre petróleo y gas y energía, sábado 14 de febrero de 2026: OPEP+ se inclina hacia un aumento de la producción a partir de abril, el petróleo se defiende
El 13 de febrero de 2026 (hora de referencia - no especificada), el mercado mundial de energía ha pasado a un modo de reevaluación del equilibrio: las expectativas de un aumento de la producción de OPEP+ a partir de abril han intensificado la presión sobre el petróleo, mientras que las estadísticas de la EIA mostraron un notable aumento de los inventarios de petróleo en EE. UU. Al mismo tiempo, la AIE en su informe de febrero mantiene un tono cauteloso sobre la demanda y advierte del riesgo de exceso en 2026. Para los inversores en petróleo y gas y energía, esto desplaza el enfoque hacia la sostenibilidad de los márgenes de las refinerías, las cadenas de suministro de productos petroleros y la calidad de la inversión en electricidad y energías renovables.
- Petróleo: Brent alrededor de $67/barril, WTI alrededor de $62–63/barril; el mercado anticipa una oferta más alta en el segundo trimestre.
- Gas: TTF alrededor de €32/MWh; Europa entra en la temporada de inyección de gas natural con bajo inventario (exactamente el 13 de febrero - no especificado).
- Electricidad: para el suministro del 14 de febrero, en algunas zonas se mantienen niveles de precio de tres cifras; las inversiones en redes y las normas de conexión se convierten en impulsores clave para las energías renovables.
Mercado del petróleo: OPEP+, demanda y expectativas para 2026
La noticia clave del día para el petróleo ha sido la discusión dentro de OPEP+ sobre el regreso al aumento de la producción a partir de abril de 2026 después de una pausa en enero-marzo. El mercado interpreta esto como un intento de "asegurar" anticipadamente la cuota de mercado antes de la demanda del verano, incluso si el equilibrio del segundo trimestre parece más suave que la norma estacional. Además, la AIE en su informe de febrero estima que el crecimiento de la demanda mundial en 2026 será de aproximadamente 850,000 barriles/día, y que la oferta mundial podría aumentar en aproximadamente 2.4 millones de barriles/día en 2026. Esto eleva la sensibilidad de los precios a los flujos de exportación reales y a la conformidad con las cuotas, lo que es crítico para la estrategia de cobertura y la inversión en producción.
Para la inversión en upstream, esto significa mayores requisitos de costo y sostenibilidad del flujo de caja. Los proyectos "largos" son evaluados con mayor rigidez, y el mercado tiende a preferir empresas con fuerte flujo de caja libre y una política de capital predecible. La geopolítica (Medio Oriente) sigue siendo una fuente de volatilidad, pero su contribución a los precios al 13 de febrero de 2026 - no especificada.
Precios e indicadores del 13-14 de febrero
- Petróleo Brent: alrededor de $67/barril.
- Petróleo WTI: alrededor de $62–63/barril.
- Gas TTF (Europa): alrededor de €32/MWh.
- Gas Henry Hub (EE.UU.): alrededor de $3,17/MMBtu.
- GNL JKM (Asia): alrededor de $11/MMBtu.
- Carbón Newcastle: alrededor de $115–116/tonelada.
- Electricidad (Nord Pool, suministro 14 de febrero): Alemania ~€103,5/MWh; Países Bajos ~€95/MWh; Francia ~€34/MWh; otras zonas - no especificadas.
- EU ETS (carbono): alrededor de €73/t CO₂ a fecha del 12 de febrero; al 13 de febrero - no especificado.
EE.UU.: inventarios, refinerías y señales para productos petroleros
Las estadísticas estadounidenses de la EIA han marcado el tono para la discusión de la "física" del mercado. En la semana que finalizó el 6 de febrero, las existencias comerciales de petróleo aumentaron en 8.5 millones de barriles hasta alcanzar los 428.8 millones de barriles. Las refinerías procesaron alrededor de 16.0 millones de barriles/día, y la utilización de capacidad fue de aproximadamente 89%. Mientras tanto, las existencias de gasolina aumentaron en 1.2 millones de barriles, y las existencias de destilados disminuyeron en 2.7 millones de barriles.
Para el segmento de "productos petroleros", esto significa un balance divergente: con niveles confortables de existencias de petróleo, el mercado puede experimentar una tensión local en el diésel y el combustible de aviación, especialmente si el clima estacional eleva la demanda. Esto es importante para los inversores, ya que el margen de las refinerías y la exportación de productos petroleros de EE. UU. a Europa a menudo actúan como "amortiguador" para el mercado mundial de combustible.
Refinerías y productos petroleros: eventos operativos e impacto en el mercado
Los riesgos operativos en la refinación vuelven a estar en el centro de atención. En Rusia, según fuentes, la refinería de Volgogrado ha detenido la producción tras un incendio provocado por un ataque de dron; se ha dañado una importante unidad de procesamiento primario. Esto tiene un impacto indirecto en el mercado global de petróleo, pero para el balance regional de productos petroleros (principalmente diésel), tales eventos aumentan la prima de riesgo, refuerzan la demanda de importaciones y pueden mantener los márgenes de las refinerías europeas.
En Europa, el cumplimiento de sanciones está cambiando incluso los modelos operativos: TotalEnergies ha asumido el control operativo total de la refinería Zeeland en los Países Bajos preservando la participación de Lukoil, concentrando la compra de crudo y la venta de productos petroleros dentro de una misma estructura de gestión. En África, es importante la señal de Nigeria: Dangote ha reanudado la operación de una gran unidad de destilación atmosférica, y se espera que la puesta en marcha de la unidad de gasolina ocurra en los próximos días, lo que podría fortalecer el sustituto de importaciones de productos petroleros en la región y cambiar la demanda regional de petróleo.
Gas y GNL: Europa entre almacenamiento subterráneo y nuevo régimen de suministros
El mercado de gas de Europa sigue siendo sensible a los inventarios y a la competencia por el GNL. El TTF se mantiene alrededor de €32/MWh, sin embargo, para los inversores, la trayectoria de inyección de almacenamiento subterráneo es más relevante: estimaciones públicas indican que la capacidad de los depósitos europeos está alrededor del 35-36% (valor exacto a 13 de febrero de 2026 - no especificado). Además, la UE ha aprobado un plan de prohibición gradual de la importación de gas ruso para finales de 2027 (GNL - antes), consolidando la dependencia estructural de Europa del mercado mundial de GNL y aumentando el valor de las entregas flexibles.
En Asia, el marcador JKM alrededor de $11/MMBtu muestra una demanda relativamente estable, pero la oferta depende de los cronogramas de megaproyectos. Se ha informado de un retraso en el inicio de la primera fase de expansión de las capacidades de GNL de Catar hasta finales de 2026. Esto apoya una prima por la "molecula lista" y aumenta la importancia de las inversiones en regasificación, infraestructura de gas y flexibilidad energética.
Electricidad y energías renovables: precios, redes y ciclo de inversión
Para el 14 de febrero, los precios de la electricidad en Europa según Nord Pool se mantienen heterogéneos: Alemania alrededor de €103.5/MWh, Países Bajos alrededor de €95/MWh, Francia alrededor de €34/MWh. La dispersión se explica por la estructura de generación (nuclear, gas, energías renovables), la disponibilidad de interconexiones y las limitaciones de red. El ciclo de inversión en el sector energético se concentra cada vez más en la infraestructura: en el Reino Unido se han emitido contratos de subsidio para un volumen récord de generación solar, y la disputa entre Londres y París por la financiación de cables interconectores adicionales subraya que los proyectos de redes se están convirtiendo en un factor político para acelerar la implementación de energías renovables.
En el continente, aumenta el "costo de la red": en Alemania se discute un mecanismo donde los desarrolladores de energías renovables asumen una mayor parte del coste de conexión a las redes eléctricas. Para los proyectos de energías renovables esto puede significar una revisión del TIR y una selección más precisa de ubicaciones. Francia, en su estrategia, apuesta por el crecimiento de la electricidad descarbonizada (nuclear y energías renovables) y por estimular la electrificación de la demanda, lo que fortalece la demanda estructural de inversiones en redes y flexibilidad (almacenamiento, gestión de la demanda).
Carbón: referencia de precios, Asia y riesgos de carbono
El carbón sigue siendo un recurso "de seguro" en la energía mundial, sobre todo en Asia. Newcastle se mantiene alrededor de $115–116/tonelada, lo que lo mantiene relevante para la generación de electricidad marginal y para la cobertura de carteras. En Europa, el papel del carbón está determinado por el costo del CO₂ y el régimen del sistema energético: movimientos abruptos en el precio del EU ETS cambian temporalmente la economía de la generación a partir de carbón, pero no eliminan las restricciones a largo plazo en la financiación de activos y proyectos de carbón.
Regulatoria, sanciones y pronóstico
Los riesgos regulatorios y sancionatorios siguen siendo sistémicos para el sector energético. En Europa, la inestabilidad del precio del CO₂ aumenta la incertidumbre para las inversiones en descarbonización, mientras que en el bloque de petróleo y gas, los cambios en los regímenes de sanciones pueden redistribuir rápidamente los flujos de petróleo y materias primas para las refinerías (incluyendo la dirección venezolana). Para los próximos días, el escenario básico para el petróleo es la consolidación en el rango de $65–70 Brent, dominado por el tema de la oferta de OPEP+.
Escenarios para los próximos días:
- Base: petróleo en rango, gas - bajo el control del clima y la dinámica de almacenamiento, electricidad - influenciada por limitaciones de red.
- Riesgo al alza: fallos en la infraestructura y el endurecimiento de sanciones aumentan la prima de riesgo para el petróleo y el diésel, apoyando los márgenes de refinería y los precios de los productos petroleros.
- Riesgo a la baja: aceleración de las expectativas de aumento de producción y crecimiento en la disponibilidad de petróleo pesado presionan sobre el petróleo y las inversiones upstream.
Lista de verificación para los participantes del mercado de energía:
- comunicaciones de OPEP+ antes de la reunión del 1 de marzo;
- datos semanales de la EIA sobre petróleo, gas y productos petroleros;
- dinámica de los almacenes de gas europeos y la situación competitiva en el mercado de GNL (a fecha del 13 de febrero - no especificada);
- noticias sobre refinerías (mantenimientos, incidentes) y sobre las cadenas de suministro de productos petroleros;
- decisiones sobre redes, interconectores y carbono, que afectan a la electricidad y las energías renovables.
