Revisión de noticias del sector energético (T&E) del 4 de noviembre de 2025: decisiones de OPEP+, sanciones contra Rusia, exportación récord de GNL de EE. UU., política climática de la UE y desarrollo de ERNC. Análisis de eventos clave en el mercado energético mundial.
Mercado del petróleo: decisiones de OPEP+ y dinámica de precios
El mercado internacional del petróleo muestra un optimismo cauteloso tras las recientes decisiones de OPEP+. **La Organización de Países Exportadores de Petróleo y sus aliados** acordaron el domingo un ligero aumento de la producción en diciembre (aproximadamente 137 mil barriles por día), pero al mismo tiempo se tomarán una pausa en el primer trimestre de 2026. Este paso está motivado por el deseo de prevenir un posible exceso de oferta a principios del próximo año. Al mismo tiempo, *los precios del petróleo* se han estabilizado en niveles relativamente bajos: **Brent** se sitúa alrededor de $64-65 por barril, mientras que el estadounidense **WTI** está en torno a $60. El mercado equilibrará la influencia de los barriles adicionales de OPEP+ por un lado y la decisión de pausar la producción por el otro, teniendo en cuenta las preocupaciones sobre los excesivos inventarios y los débiles datos económicos de Asia.
- OPEP+ aumenta la producción en diciembre: ocho miembros de la alianza han recibido permiso para aumentar la cuota total a ~33,15 millones de barriles/día, compensando las limitaciones anteriores.
- Pausa en 2026: en enero-marzo, OPEP+ no aumentará la oferta, lo que envía una señal de que busca apoyar los precios y evitar un "colapso" en el mercado a comienzos de año.
- Estabilización de precios: las noticias sobre la pausa han ayudado a evitar una caída brusca en los precios; los analistas destacan que la alianza está atenta a la situación del mercado y lista para cambiar de táctica rápidamente para mantener la estabilidad de precios.
Un número de bancos de inversión ha revisado sus pronósticos de petróleo al alza: consideran que la decisión de OPEP+ es un indicio de que el cártel protegerá **el precio del petróleo** de caídas excesivas. Algunos analistas esperan que el precio medio de **Brent** se mantenga alrededor de $60 por barril en la primera mitad de 2026. Una opinión similar predomina en la propia OPEP, donde el Secretario General de la organización advirtió que ve "señales saludables de demanda" y no espera sorpresas en el mercado, ya que los productores buscan mantener el equilibrio entre la demanda y la oferta.
Presión sancionadora y reestructuración de flujos de exportación
Los factores geopolíticos continúan influyendo significativamente en los mercados de combustibles. A finales de octubre, los países occidentales ampliaron las sanciones contra el sector petrolero ruso, lo que resulta en una **reestructuración de los flujos de exportación de petróleo**. Por primera vez, las mayores compañías petroleras de Rusia, **Rosneft** y **Lukoil**, están bajo las restricciones de EE. UU. y el Reino Unido, representando aproximadamente el 5% de la producción mundial de petróleo. Las nuevas sanciones obligan a los contrapartes a cesar la cooperación con estas empresas dentro de 30 días bajo amenaza de sanciones secundarias. En respuesta, los principales importadores han comenzado a reducir las compras de petróleo ruso:
- Refinerías chinas abandonan el crudo ruso: Según fuentes del sector, empresas estatales como **Sinopec** y **PetroChina** cancelaron algunas de las cargas de petróleo ruso programadas para noviembre tras la imposición de sanciones. Además, varios procesadores independientes en la provincia de Shandong han detenido las compras, por miedo a perder el acceso a los pagos en dólares. Como resultado, las entregas diarias de petróleo crudo de Rusia a China han caído aproximadamente 400 mil barriles/día (casi un 45% desde los niveles recientes), marcando la reducción más grande desde el inicio del conflicto en 2022.
- India y Turquía buscan alternativa: Las refinerías indias, que antes compraban activamente crudo ruso a precios bajos, han reducido su importación en aproximadamente la mitad en el último mes. En su lugar, han incrementado las compras de crudo del Medio Oriente, específicamente de **Irak**, **Kazajistán** y **Brasil**. Una tendencia similar se observa en Turquía: las refinerías turcas diversifican sus fuentes de petróleo para no arriesgarse a sanciones y mantener sus mercados de exportación.
- Caída de exportaciones y precios: Las exportaciones de productos petroleros de Rusia también han disminuido. Los ataques de drones ucranianos han dañado la infraestructura —refinerías y puertos— lo que ya ha recortado los envíos marítimos de diésel y fuelóleo desde Rusia. Ahora, las sanciones han agravado la situación: según comerciantes, las exportaciones de productos petroleros en septiembre cayeron a ~2 millones de barriles/día — el mínimo en más de 5 años. Los precios de los tipos rusos de petróleo (por ejemplo, ESPO para la región Asia-Pacífico) están bajo fuerte presión y se comercializan con un mayor descuento, lo que reduce los ingresos en divisas de Moscú.
Los funcionarios en Rusia, sin embargo, intentan mantener el optimismo. El viceprimer ministro Alexander Novak declaró en una entrevista que "a pesar de la presión sancionadora sin precedentes, los suministros de petróleo a la República Popular China se mantienen al nivel del año pasado", y las exportaciones de gas ruso a China a través del oleoducto "Fuerza de Siberia" han aumentado un 31% en los primeros nueve meses de 2025. Sin embargo, los expertos advierten que el endurecimiento de las sanciones ya está obligando a los tradicionales socios asiáticos de Rusia a reducir su cooperación. Desde el 1 de enero de 2026, también entrará en vigor un embargo de la **Unión Europea** sobre la importación de productos petroleros derivados de petróleo ruso, un paso que cerrará un vacío que permitía que el petróleo ruso llegara indirectamente a los mercados europeos a través de su procesamiento en terceros países. Todo esto significa que la industria petrolera rusa deberá reorientarse hacia rutas de venta más complejas y costosas. Los principales competidores occidentales, por el contrario, están obteniendo beneficios: la reducción de la oferta desde Rusia apoya los márgenes globales de los productos refinados, y los comerciantes de petróleo están obteniendo ganancias de la volatilidad de las entregas.
Perspectivas de demanda: confianza en el crecimiento a pesar de las preocupaciones sobre el exceso
A pesar de las conversaciones sobre un exceso de petróleo en 2026, muchos participantes del mercado están convencidos de que la **demanda global de recursos energéticos** seguirá alta. Los directores ejecutivos de las principales compañías de petróleo y gas reunidos en el foro industrial ADIPEC en Abu Dhabi cuestionaron las proyecciones de un próximo exceso en el mercado del petróleo. El líder de la italiana Eni, Claudio Descalzi, subrayó que durante los últimos 10-12 años la industria mundial del petróleo ha recibido aproximadamente la mitad de la inversión necesaria en producción: "La demanda está en aumento, y no tenemos suficiente oferta e inversiones para satisfacerla". Según Descalzi, es prematuro hablar de un "exceso" de petróleo en 2026; más bien, la falta de inversión podría limitar la oferta.
El optimismo también es compartido por la francesa **TotalEnergies**. Su director ejecutivo, Patrick Pouyanne, destacó que la demanda global de petróleo continúa creciendo aproximadamente un 1% anualmente. Si bien el crecimiento del consumo en China se ha desacelerado a la mitad en comparación con los niveles de hace cinco años, **India** se está convirtiendo en el nuevo motor del crecimiento de la demanda de petróleo. Así, la desaceleración de la economía china se está compensando parcialmente con el activo desarrollo de otros mercados asiáticos. Pouyanne también advirtió que si los precios del petróleo caen demasiado bajos debido a temores de exceso y las inversiones se reducen nuevamente, el mundo podría enfrentar un déficit y un nuevo ciclo de precios; la cíclicidad del sector no ha desaparecido.
El director de **BP**, Murray Auchincloss, por su parte, añadió que el fuerte aumento de suministros de petróleo fuera de OPEP+, observado este año, podría llegar a su fin para la primavera de 2026. Según BP, el aumento de la oferta de productores independientes (especialmente de América del Norte y del Sur) concluirá en marzo-abril, después de lo cual la producción fuera de OPEP+ se estabilizará o disminuirá. En este sentido, el equilibrio a largo plazo en el mercado dependerá en gran medida de la política de OPEP+ y de las acciones de los principales consumidores. Según Auchincloss, el cártel tiene un margen de maniobra limitado, pero intenta gestionarlo de manera inteligente. Cabe señalar que OPEP misma pronostica un mercado de petróleo relativamente equilibrado en 2026: se espera un crecimiento firme en la demanda mundial, mientras que el aumento de la producción fuera de la alianza, por el contrario, se desacelerará significativamente. En contraste, los expertos de la **AIE** (Agencia Internacional de Energía) advirtieron hace un mes sobre la posibilidad de un exceso de petróleo el próximo año por hasta 4 millones de barriles/día, si todos los proyectos anunciados alcanzan su plena capacidad. La realidad, como suele suceder, se situará en algún punto intermedio, pero los sentimientos de los ejecutivos de las compañías de petróleo y gas indican que en el sector aún hay más confianza en la demanda sostenible que en el exceso de oferta.
Inversiones en el sector energético: nuevos desafíos e infraestructura
Un tema clave en el sector es la falta de inversiones y las nuevas necesidades de infraestructura energética. Según los expertos, **la demanda a largo plazo de energía** crecerá en todos los segmentos, sin embargo, la industria enfrenta el problema de que las inversiones no están a la par con las necesidades. En el mismo foro ADIPEC en los EAU, el ministro de energía y tecnología, Sultan Al Jaber (jefe de ADNOC), declaró que el sector energético está entrando en una era en la que "la volatilidad se ha convertido en la nueva norma". La tensión geopolítica y la incertidumbre económica hacen que la fluctuación de precios y demanda sea algo habitual, pero, al mismo tiempo, la dirección general sigue siendo ascendente: según Al Jaber, el consumo mundial de **petróleo** se mantendrá por encima de los 100 millones de barriles por día incluso después de 2040, y la demanda de todas las formas de energía seguirá aumentando a medida que crezca la población y la economía.
Para satisfacer esta demanda y, al mismo tiempo, adaptarse a los cambios tecnológicos, se requieren inversiones colosales. Según las estimaciones de Al Jaber, **se necesitan alrededor de 4 billones de dólares en inversiones anuales** en el sector energético, desde la extracción de hidrocarburos y el desarrollo de fuentes de energía renovable hasta la modernización de redes eléctricas y la creación de infraestructura para el almacenamiento de datos. Nuevas tendencias, como el rápido crecimiento de las tecnologías digitales, solo intensifican la carga sobre el sistema energético: los centros de datos, la inteligencia artificial, la electrificación generalizada, están requiriendo cada vez más electricidad. Por ejemplo, el rápido crecimiento de los centros de datos y las capacidades de computación está llevando a un auge en el consumo de electricidad, generando una mayor demanda de *gas y carbón* para la generación, si las capacidades de ERNC no son suficientes.
Sin embargo, el desarrollo de la infraestructura aún no está a la par con este crecimiento. Al Jaber planteó un ejemplo inquietante: en el mundo hay escasez de turbinas de gas para plantas eléctricas, lo que ha generado un "cuello de botella" en la generación en varias regiones. Esto ya ha llevado a un aumento local de los precios de la electricidad, ya que los productores no pueden aumentar la capacidad rápidamente en respuesta a la demanda. Los países y las empresas se ven obligados a buscar el equilibrio entre disciplina financiera y inversiones de capital, ya que la falta de inversiones hoy podría resultar en un déficit energético mañana. Los expertos instan a los gobiernos a crear condiciones que atraigan capital al sector energético y reduzcan los riesgos para los inversores. Se trata de liberar el "capital inactivo" que está actualmente vinculado a activos tradicionales y redirigirlo hacia nuevos proyectos: modernización de redes eléctricas, construcción de capacidades de generación flexibles y desarrollo de sistemas de almacenamiento de energía. Solo así, según los especialistas, se podrá mantener el equilibrio entre la creciente demanda y la oferta de energía en el futuro.
Mercado del gas y GNL: exportación récord y perspectivas invernales
En el mercado mundial del gas natural se están observando cambios notables: **Estados Unidos** ha establecido un nuevo récord en la exportación de gas natural licuado (GNL). Según la empresa de análisis LSEG, en octubre, EE. UU. exportó por primera vez en la historia más de 10 millones de toneladas de GNL en un mes (alrededor de 10,1 millones de toneladas, frente a 9,1 millones de toneladas en septiembre). El sector de GNL estadounidense está aumentando rápidamente sus ventas gracias a la incorporación de nuevas capacidades: la principal contribución al salto de octubre fue el inicio de un nuevo terminal de exportación **Venture Global Plaquemines** en Luisiana y la expansión de las capacidades de la compañía **Cheniere Energy** (proyecto Corpus Christi Stage 3). Estos dos operadores aseguraron alrededor del 72% de todas las exportaciones de EE. UU. en octubre, enviando al mercado mundial casi 7,2 millones de toneladas de GNL en el mes.
La principal dirección sigue siendo **Europa**: en octubre, se destinaron 6,9 millones de toneladas de GNL estadounidense a Europa, es decir, el 69% del volumen total. Los consumidores europeos están comprando activamente gas en el mercado spot, llenando los almacenes para la próxima temporada invernal. Los inventarios de gas en los almacenes de los países de la UE ya están cerca de niveles récord, lo que debería ayudar a Europa a atravesar el próximo período de calefacción con relativa seguridad. La participación de Asia en las exportaciones estadounidenses también ha aumentado (alrededor de 1,96 millones de toneladas de GNL fueron enviadas a países asiáticos en octubre, frente a 1,63 millones de toneladas el mes anterior), sin embargo, el *factor precio* mantiene la mayor parte del flujo de gas dirigido hacia Europa. Los precios promedio ponderados del gas en los hubs clave están ahora casi igualados: en octubre, el precio spot en el **TTF** europeo fue de aproximadamente $10,9 por millón de unidades térmicas británicas, mientras que el índice asiático **JKM** rondaba los $11,1. Esta pequeña diferencia de precio no incentiva a los proveedores a enviar GNL al más lejano mercado asiático, cuando hay demanda cercana en Europa. Además, en América Latina (otro mercado de venta) la demanda ha disminuido estacionalmente — en octubre, solo ~0,6 millones de toneladas de GNL estadounidense se enviaron allí, ya que los países de América del Sur entran en su período de verano y reducen las importaciones.
Así, la **Unión Europea** ha consolidado su estatus como el principal cliente de EE. UU. de gas licuado, especialmente después de que las importaciones de gas ruso se hayan prácticamente detenido. La tendencia hacia la diversificación de las fuentes de energía en la UE continuará: además de EE. UU., están ganando importancia Catar, África y otros exportadores. Europa se aproxima al invierno con altos inventarios y una infraestructura mejorada para recibir GNL (se han introducido nuevos terminales flotantes en Alemania y otros países durante los últimos años). Sin embargo, los especialistas advierten que la *situación en el mercado del gas* aún es vulnerable a las posibles condiciones climáticas frías o nuevos imprevistos. En caso de un invierno severo, los precios podrían aumentar, pero con condiciones suaves, Europa espera atravesar la temporada sin sobresaltos, teniendo en cuenta los inventarios récord y un flujo constante de GNL.
Requisitos climáticos de la UE y reacción de los proveedores
La interacción entre la agenda climática global y los intereses de las empresas energéticas se está intensificando. **La Unión Europea** promueve nuevas regulaciones legislativas en el ámbito del desarrollo sostenible, que están generando críticas por parte de los principales proveedores de recursos energéticos. Se refiere a la Directiva de la UE sobre la Sostenibilidad Corporativa (Corporate Sustainability Due Diligence), que exige que todas las grandes empresas que operan en Europa presenten un plan para alcanzar los objetivos del Acuerdo de París (mantener el calentamiento dentro de 1,5 °C) y considerar los riesgos ambientales y de derechos humanos a lo largo de su cadena de producción. Las sanciones por incumplimiento pueden llegar a ser de hasta el 5% de los ingresos globales de la empresa.
En el foro del sector en Abu Dhabi, los directores de dos proveedores clave para Europa —**ExxonMobil** y **QatarEnergy**— advirtieron que, en caso de que la directiva se apruebe en términos estrictos, podrían reconsiderar su actividad en Europa, incluso hasta el punto de abandonar el mercado. El máximo responsable de ExxonMobil, Darren W. Woods, declaró que las nuevas reglas en su formulación actual pueden tener "consecuencias catastróficas" para el negocio: según él, la exigencia de alinear las operaciones con los objetivos de *Net Zero* en todo el mundo no es técnicamente factible en los plazos establecidos. Woods está particularmente preocupado por una disposición que permite extender las normas europeas a las operaciones de la empresa incluso **fuera de Europa**, si Exxon opera allí. "Si se crean condiciones donde es imposible operar con éxito, nos veremos obligados a salir", resumió Woods, subrayando que el negocio de petróleo y gas es, por naturaleza, global, y las decisiones de la UE no deben paralizar el funcionamiento de las empresas en todo el mundo.
Una posición similar fue expresada por el ministro de energía de Catar, Saad al-Kaabi (también jefe de QatarEnergy). Confirmó nuevamente que la amenaza de suspender las entregas de GNL catarí a Europa "no es un bluf". Según al-Kaabi, la implementación de requisitos excesivamente estrictos para reducir la huella de carbono hace imposible continuar con los negocios en la Unión Europea: "No podremos alcanzar el net zero en los suministros; este es uno de los objetivos incumplibles, sin mencionar varios otros". El ministro catarí subrayó que **Europa necesita gas** — tanto de Catar como de EE. UU. y otros países, por lo que la UE debería tomar muy en serio las preocupaciones de los proveedores. Al-Kaabi enfatizó que Catar ha sido un socio confiable de Europa durante muchos años y está dispuesto a seguir si las condiciones son de competencia justa y regulación razonable. Curiosamente, los gobiernos de Catar y EE. UU. ya han instado a la dirección de la UE a revisar los términos de esta directiva, indicando que pone en riesgo la estabilidad del suministro de energía de Europa. Bruselas, a su vez, ha señalado su disposición al diálogo: se planea revisar el texto de la ley para fines de año, suavizando los puntos más controvertidos.
Proveedores y funcionarios coinciden en lo siguiente: **la transición energética** tiene que ser realista. Alcanzar los objetivos climáticos es muy importante, pero exigir a los gigantes del petróleo y gas que transformen instantáneamente todos sus procesos empresariales significa arriesgar interrupciones en el suministro. Los propios consumidores europeos dependen en gran medida de las entregas de ExxonMobil y QatarEnergy. Actualmente, los productores estadounidenses representan aproximadamente la mitad de las importaciones de GNL en la UE, mientras que Catar proporciona entre el 12% y el 15%. Tras la salida de Rusia del mercado, la importancia de estos países solo ha crecido. Así, la UE deberá encontrar un balance entre una política climática rigurosa y la garantía de la seguridad energética: es probable que las reglas se suavicen para que los socios clave no abandonen el mercado europeo.
Integración de ERNC: lecciones de China y limitaciones de infraestructura
**Las fuentes de energía renovable** están desempeñando un papel cada vez más importante en el balance energético mundial, sin embargo, su implementación a gran escala se enfrenta a limitaciones en infraestructura. Un ejemplo es **China**, que lidera en la implementación de nuevas capacidades de generación solar y eólica. Sin embargo, un informe reciente de la consultora Wood Mackenzie advierte que en la próxima década, China espera un crecimiento en lo que se denomina limitación (curtailment) de la generación en instalaciones de ERNC, lo que implica riesgos para la rentabilidad de los proyectos. Para mantener la estabilidad de la red, los operadores a menudo deben desconectar parte de la producción de plantas solares y eólicas en períodos de exceso de generación o baja demanda. Como resultado, los analistas pronostican que el nivel promedio de restricción de **energía solar** podría superar el 5% en 21 provincias de China durante los próximos 10 años (en comparación, en 2025, tal nivel de restricción se observó solo en 10 provincias). La situación con la energía eólica parece un poco mejor, pero también es complicada: se esperan más del 5% de pérdidas de generación eólica en siete provincias (frente a 14 regiones donde se observó en el año actual).
Altos niveles de restricción significan que parte de la "energía verde" producida se desperdicia debido a las capacidades limitadas de la infraestructura de red. Esto aleja a los inversores: las regiones con frecuentes desconexiones de generación de ERNC atraen menos nuevos proyectos, especialmente considerando la transición de China a un nuevo sistema tarifario (modelo de subasta en lugar de tarifas fijas para la electricidad renovable). Reconociendo el problema, **Beijing** ha ajustado la normativa: se ha aumentado el nivel de energía no utilizada de ERNC permitido del 5% al 10%, reconociendo la dificultad de una integración completa de las capacidades crecientes. Pero incluso el 10% es una proporción significativa, y las autoridades tienen la intención de concentrarse en la solución de este problema en el próximo plan quinquenal (2026-2030). En una reciente conferencia de prensa, los representantes de la Administración Estatal de Energía de China enfatizaron que la prioridad será garantizar la máxima inclusión de *generación renovable* en la red. Las medidas incluyen promover contratos directos entre productores de ERNC y grandes consumidores (PPA corporativos), construir más líneas de alta tensión para transferir energía de regiones ricas en ERNC a los centros de carga, así como desarrollar el concepto de "centrales eléctricas virtuales". Esta última iniciativa implica combinar fuentes distribuídas de energía y almacenamiento en un único sistema controlado para que la red pueda responder de manera más ágil a las fluctuaciones de generación.
La experiencia de China destaca un desafío global: paralelamente a la construcción de parques solares y eólicos, es necesario modernizar las **redes eléctricas** e implementar sistemas de almacenamiento de energía. Sin ello, la proporción de ERNC crecerá lentamente, y se mantendrá la dependencia de fuentes tradicionales (gas, carbón) por más tiempo. Hasta ahora, a pesar de las tasas récord de nuevas capacidades limpias, la mayor economía del mundo todavía se ve obligada a mantener un significativo reserva de generación tradicional para cubrir los picos de carga cuando no hay suficiente sol o viento, o cuando un exceso no puede ser consumido. Los analistas observan que la demanda global de **carbón** y **gas** permanece alta precisamente debido a tales limitaciones: mientras la infraestructura no permita reemplazar completamente los combustibles fósiles, los viejos portadores de energía seguirán jugando un papel de respaldo. Sin embargo, según las proyecciones de la AIE, la demanda mundial de carbón está cerca de su pico y se estabilizará en los próximos años, seguido de un descenso. Muchos países, desde China hasta las potencias europeas, están impulsados a reducir gradualmente el uso del carbón por razones ecológicas. Pero la transición será continua: a corto plazo, la generación de carbón seguirá satisfaciendo necesidades básicas en muchas regiones.
Así, el sector energético mundial enfrenta un doble desafío: la necesidad de acelerar la **transición energética** sin provocar déficits de energía. Las inversiones en redes, almacenamiento y tecnologías de gestión modernas deben ir de la mano con el crecimiento de la proporción de ERNC. Ejemplos de Europa y China muestran que sin un enfoque integral, es difícil alcanzar un desarrollo sostenible en la industria. No obstante, como se observa en todos los segmentos, desde petróleo y gas hasta electricidad y ERNC, la demanda global de energía seguirá en aumento. Por lo tanto, las empresas y los estados deben encontrar nuevos puntos de equilibrio entre los objetivos ecológicos y las necesidades reales de la economía, mientras continúan invirtiendo en la fiabilidad y diversificación del sistema energético.
