Actualidad mundial en el sector de petróleo, gas y energía al 12 de febrero de 2026: petróleo Brent y WTI, gas natural, GNL, refinerías, electricidad, energías renovables, carbón y eventos clave del mercado energético global para inversores y empresas.
El complejo energéticos mundial se adentra en febrero de 2026 en un estado de frágil equilibrio en medio de señales contradictorias. El potencial diálogo entre Washington y Teherán sobre el programa nuclear ha reducido algo la tensión geopolítica y ha sostenido precios del petróleo más tranquilos, sin embargo, persisten las preocupaciones sobre la sobreoferta en el mercado. El mercado del gas europeo experimenta una notable volatilidad debido a los bajos niveles de almacenamiento y factores climáticos, aunque la activa importación de GNL y la diversificación de fuentes han contenido hasta ahora la crisis. Al mismo tiempo, la transición energética se acelera: las energías renovables alcanzan récords en la capacidad instalada, mientras que la demanda mundial de carbón se encuentra en niveles históricos. A continuación, se presenta un análisis detallado de las principales noticias y tendencias en el sector del petróleo y gas y la energía en la fecha actual.
Mercado global del petróleo: exceso de oferta y estabilidad relativa de precios
El mercado petrolero comenzó 2026 con signos de un considerable exceso de oferta. Según la Agencia Internacional de Energía (AIE), se espera un superávit de petróleo de hasta 4 millones de barriles por día (aproximadamente 4% de la demanda mundial) en el primer trimestre. La producción total está aumentando más rápido que el consumo: los países de la OPEP+ incrementaron las cuotas en la segunda mitad de 2025, a la par que los EE. UU., Brasil, Guyana y otros productores aumentaron sus exportaciones. Esto podría llevar a un aumento de las reservas mundiales y ejercer presión a la baja sobre los precios.
Sin embargo, los precios del petróleo se mantienen en niveles moderados. Desde el inicio del año, los precios de Brent han aumentado aproximadamente un 5%, en parte debido a expectativas geopolíticas, situándose actualmente en un rango de alrededor de $60-65 por barril (WTI – alrededor de $55-60). Estos niveles están cercanos a los de finales de 2025. Varios factores de riesgo que contribuyen a una “prima geopolítica” en el precio están impidiendo una caída más pronunciada del mercado:
- Venezuela: A principios de enero, EE. UU. iniciaron la destitución del presidente de Venezuela, Nicolás Maduro, invitando a las empresas petroleras a invertir en la producción de este país. Esto provocó interrupciones temporales en la exportación de petróleo venezolano (las entregas de enero disminuyeron aproximadamente en 0,5 millones de barriles por día), lo que apoyó los precios de la materia prima pesada.
- Irán: Antes del reciente anuncio sobre negociaciones, existían temores de un ataque militar a la infraestructura petrolera de Irán. Aunque la disposición de EE. UU. e Irán al diálogo (las negociaciones se llevaron a cabo el 6 de febrero en Omán) ha aliviado parcialmente la tensión, la situación en torno a Irán sigue representando un factor de incertidumbre, y los comerciantes están incorporando una prima en caso de que fallaran las negociaciones o se intensificara la situación en el estrecho de Ormuz.
- Interrupciones en la producción: En Kazajistán, a principios de año, se produjeron reducciones inesperadas en la producción debido a problemas técnicos y ataques con drones en los campos. Aunque las pérdidas fueron pequeñas, estos incidentes recuerdan la fragilidad de los suministros y aumentan la cautela en el mercado.
Para mantener el equilibrio, los exportadores están siguiendo una estrategia cuidadosa. El cartel OPEP+ y sus aliados (incluyendo Rusia) han decidido hacer una pausa tras una serie de aumentos en la producción: las cuotas actuales de producción se mantienen sin aumentos hasta al menos finales de marzo de 2026. Los principales productores buscan evitar el exceso de oferta, señalando que los fundamentos permanecen relativamente sanos y que las reservas comerciales de petróleo están en niveles moderados. La OPEP+ ha declarado su disposición a ajustar la producción rápidamente en función de la situación: tanto para aumentar la oferta (retomando los 1,65 millones de barriles por día previamente reducidos) como para reducirla nuevamente si las condiciones lo requieren. Mientras tanto, la demanda de petróleo crece lentamente: se prevé un aumento del consumo mundial para 2026 de aproximadamente +0,9-1,0 millones de barriles por día, gracias a la normalización de la economía y precios más bajos que el año anterior. En general, el mercado petrolero inicia el año en un estado de frágil equilibrio: el esperado superávit de oferta se ve moderado por la política cautelosa de la OPEP+ y los riesgos de interrupciones, lo que mantiene los precios en un rango relativamente estrecho.
Mercado del gas natural: volatilidad europea con reservas bajas
El mercado global del gas a principios de 2026 está caracterizado por una significativa volatilidad de precios, especialmente en Europa. La tranquila temporada de otoño, cuando los precios de gas en el mercado se mantenían en un rango estrecho (€28-30 por MWh en el hub TTF), fue reemplazada por un repunte de la volatilidad en enero. En las primeras semanas del nuevo año, los precios en la UE aumentaron bruscamente, alcanzando un pico de alrededor de €37 por MWh el 16 de enero. Las razones son una combinación de factores climáticos y estructurales: la expectativa de fuertes heladas a finales de enero aumentó la demanda, mientras que las reservas de gas en los almacenes estaban significativamente por debajo de los niveles normales. A mediados de enero, los almacenes subterráneos de gas (ASG) de Europa estaban llenos en solo aproximadamente la mitad (~50% de la capacidad total frente a ~62% hace un año y ~67% en promedio durante los últimos 5 años en esta fecha). Estas son las reservas más bajas en los últimos años (desde la crisis invernal de 2021/22), lo que ha llevado a los mercados a estar preocupados por la posible escasez de combustible al final del invierno si el suministro es insuficiente.
Presiones adicionales sobre los precios surgieron de las interrupciones en el suministro de gas natural licuado (GNL) de EE. UU. a principios del año, provocadas por problemas técnicos temporales y condiciones climáticas en los terminales de exportación. Al mismo tiempo, en Asia aumentó la demanda de GNL debido al frío, lo que intensificó la competencia por los cargamentos spot de combustible. En conjunto, estos factores llevaron a que los comerciantes cerraran apresuradamente sus posiciones cortas y a un rápido aumento de precios. Hacia finales de enero, la situación se estabilizó algo: después de pasar por los picos de frío, los precios retrocedieron a ~€35 por MWh. Los analistas señalan que el mercado del gas europeo ha vuelto a ser volátil, aunque todavía no se observan picos de pánico como los de 2022.
- Bajas reservas: A finales de enero de 2026, los ASG de la UE estaban llenos en solo alrededor del 45% de la capacidad, siendo esta la cifra más baja para esta época del año desde 2022. Si la extracción de gas continúa al ritmo actual, para el final del invierno las reservas podrían caer a ~30% o menos. Esto significa que en verano Europa necesitará inyectar alrededor de 60 mil millones de m³ de gas para alcanzar el objetivo del 90% de llenado de los almacenes (que es la meta establecida por la Unión Europea para la seguridad energética) para el 1 de noviembre.
- El papel del GNL: El recurso principal para llenar reservas sigue siendo la importación de GNL. En 2025, Europa aumentó sus compras de gas licuado aproximadamente un 30%, alcanzando un récord de ~175 mil millones de metros cúbicos, compensando efectivamente la interrupción de los suministros por tubería desde Rusia. En 2026, se prevé que el volumen de importación de GNL continúe creciendo: la AIE pronostica un aumento del 7% en la producción global de GNL, alcanzando nuevos máximos históricos. Se están poniendo en marcha nuevas capacidades de exportación en América del Norte (EE. UU., Canadá, México), y se espera que hasta 2025-2030 se introduzcan hasta 300 mil millones de m³ de nuevos terminales de GNL en todo el mundo (aproximadamente +50% con respecto al volumen actual del mercado). Esto compensará parcialmente los volúmenes de gas rusos que desaparecen.
- Abandono del gas ruso: La UE se ha comprometido oficialmente a despedirse del gas de RF para 2027. A principios de 2026, la participación de Rusia en la importación europea se redujo a alrededor del 13% (frente al 40-45% antes de 2022). En 2025-2026, se endurecen las sanciones, lo que llevará a una mayor disminución de la oferta de gas en Europa en decenas de miles de millones de metros cúbicos. Se prevé cubrir el déficit liberado mediante el aumento de los suministros de GNL desde EE. UU., Catar, países africanos y otras fuentes. Sin embargo, los analistas advierten sobre riesgos: la dependencia de Europa del GNL transatlántico ha aumentado considerablemente – según un estudio de IEEFA, EE. UU. representaron aproximadamente el 57% de las importaciones de GNL en la UE en 2025 y esta participación podría alcanzar el 75-80% para 2030, lo que contradice los objetivos de diversificación.
- Anomalía de precios: Es notable que la curva de futuros en el mercado de gas actualmente demuestra una situación atípica: los contratos de verano de 2026 se negocian a precios más altos que los de invierno 2026/27. Esta diferencia inversa (backwardation), que se opone a la lógica estacional habitual, puede complicar la economía del almacenamiento de gas: a los operadores de ASG no les resulta conveniente comprar gas veraniego relativamente caro para venderlo más barato en invierno. Las posibles explicaciones para este fenómeno son que el mercado espera suministros estables de GNL durante todo el año o que está contemplando la probabilidad de intervención de reguladores. Sin embargo, esta configuración de precios añade incertidumbre, y los participantes del mercado estarán atentos a la dinámica de los spreads al planear la inyección de combustible en los almacenes.
En general, el mercado del gas europeo está enfrentando una prueba de resistencia en condiciones de reservas mínimas y reestructuración de fuentes de suministro. Aunque se ha evitado el pánico gracias a la afluencia de GNL y períodos climáticos suaves, la volatilidad de los precios ha regresado. La próxima primavera y verano serán críticos: Europa necesita aumentar al máximo la importación y las reservas de gas para enfrentar la próxima invierno sin los volúmenes rusos.
Productos petroleros y refinerías: redistribución de flujos del mercado
El segmento de productos petroleros al inicio del año muestra tendencias mixtas. Por un lado, la demanda mundial de productos petroleros, especialmente de combustible de aviación y diésel, se mantiene alta gracias a la recuperación de la actividad empresarial, el turismo y el transporte de mercancías. Por otro lado, la oferta de productos petroleros está aumentando debido a un mayor procesamiento de petróleo en Asia y el Medio Oriente, aunque las sanciones y incidentes locales afectan los flujos comerciales. En el primer trimestre, generalmente comienza la temporada de reparaciones programadas en refinerías (NPZ) de todo el mundo: muchas NPZ detienen parte de sus capacidades para mantenimiento. Como resultado, el volumen total de procesamiento de petróleo en el primer trimestre disminuye ligeramente, reduciendo temporalmente la demanda de materia prima y aumentando la sobreoferta de petróleo en el mercado. Según la AIE, las reparaciones masivas de NPZ este invierno podrían aumentar notablemente el superávit de petróleo: sin limitaciones adicionales en la producción, el acumulamiento de reservas de petróleo y productos petroleros a principios de año sería inevitable.
A su vez, la rentabilidad del procesamiento permanece relativamente alta, especialmente para las refinerías orientadas hacia el diésel. A finales de 2025, las capacidades mundiales de refinación de petróleo trabajaron a un nivel récord. Por ejemplo, el procesamiento de petróleo en China alcanzó un máximo histórico de aproximadamente 14,8 millones de barriles por día en promedio durante 2025 (600,000 barriles por día más que en 2024), debido al lanzamiento de nuevas NPZ y la intención de Pekín de aumentar las exportaciones de productos petroleros. Corea del Sur también estableció un récord en la exportación de diésel en 2025, ya que los procesadores asiáticos ocuparon parcialmente el nicho que se formó tras la redistribución de flujos desde Rusia. La demanda sostenida de diésel (en los sectores del transporte y la industria) mantiene altos los precios de los destilados y garantiza buenas ganancias para las grandes refinerías. Al mismo tiempo, en el mercado de la gasolina hay cierta debilidad: el exceso de capacidad y la desaceleración del crecimiento del tráfico automotor han llevado a que la rentabilidad de la gasolina en Asia y Europa caiga a niveles mínimos en el último año. Sin embargo, la próxima temporada de viajes de verano podría revitalizar la demanda de gasolina y mejorar la situación de márgenes en este segmento.
Cambios en la geografía del comercio de productos petroleros bajo la presión de sanciones merecen atención especial. A finales de 2025, los Estados Unidos ampliaron las sanciones contra el sector petrolero ruso, incluyendo en la lista a las principales compañías petroleras de la RF (“Rosneft”, “Lukoil” y otras). Esto complicó la comercialización de sus productos refinados en el mercado mundial. Como resultado, a principios de 2026 se observa una desaceleración en la exportación de productos petroleros pesados rusos (por ejemplo, fuelóleo) hacia Asia. El aumento del control sobre el cumplimiento del régimen sancionador y el miedo a las sanciones secundarias llevaron a muchos compradores asiáticos a evitar compras directas de productos rusos. Según informaron comerciantes del sector, los volúmenes de envío de fuelóleo ruso a países asiáticos en enero cayeron por tercer mes consecutivo y representaron aproximadamente la mitad del nivel del año anterior (alrededor de 1,2 millones de toneladas frente a 2,5 millones de toneladas en enero de 2025). Parte de los volúmenes no vendidos se acumula en tanques y en almacenamiento flotante a la espera de reventa, y algunos tanqueros siguen rutas indirectas (por ejemplo, rodeando África) sin revelar el destino final de los cargamentos. Los esquemas comerciales se han vuelto más complejos: a menudo se utilizan cadenas de intermediarios multinivel con transbordo de combustible en aguas neutrales para ocultar el origen ruso.
Además de las restricciones sancionadoras, los factores militares también influyen en la reducción de las exportaciones de productos petroleros rusos. En otoño de 2025, aumentaron los ataques con drones contra refinerías rusas cercanas a la frontera, afectando varias instalaciones y reduciendo la producción de gasolina y diésel en la RF. Como resultado, la oferta de fuelóleos y otros productos pesados rusos en el mercado asiático se redujo a principios de 2026, lo que incluso proporcionó apoyo local a los precios de estos tipos de combustible en Asia. Sin embargo, los principales mercados de venta para Moscú siguen siendo los países del Sudeste Asiático, China y el Medio Oriente, donde continuan dirigiéndose los volúmenes principales, ya que las sanciones occidentales siguen cerrando el acceso de los productos petroleros rusos a los mercados tradicionales de Europa y América del Norte.
A nivel global, el mercado de productos petroleros se está adaptando gradualmente a la nueva geografía. La mayor parte del crecimiento de la capacidad de refinación mundial en los próximos años se concentra en la región de Asia-Pacífico, el Medio Oriente y África, donde se construyen entre 80-90% de nuevas NPZ. Esto agudiza la competencia por los mercados de combustibles entre los procesadores. Al mismo tiempo, las empresas refinadoras europeas, por su parte, están reduciendo la producción debido a los altos precios de la energía y la desaparición de la materia prima rusa económica. La Unión Europea prohibió completamente la importación de gasolina, diésel y otros productos rusos desde el 5 de febrero de 2023, y durante dos años las NPZ europeas se vieron obligadas a reajustarse a otros tipos de petróleo, lo que conllevó un aumento de los costos. A finales del invierno de 2026, los precios de los principales tipos de productos petroleros permanecen relativamente estables: el diésel se mantiene en niveles altos debido a la limitada oferta global, mientras que la gasolina y el fuelóleo muestran una dinámica moderada. La salida de las refinerías de los trabajos de mantenimiento en primavera podría aumentar la oferta de productos, sin embargo, mucho dependerá de la demanda estacional y la situación de la economía mundial en la segunda mitad del año.
Carbón: demanda récord y diferencias regionales
A pesar de todos los esfuerzos por descarbonizar, el carbón ha mantenido un papel clave en la energía mundial en 2025, alcanzando un máximo histórico en la demanda global. Según la AIE, el consumo de carbón en el mundo en 2025 fue de aproximadamente 8.85 mil millones de toneladas, un 0.5% más que el año anterior. Este es el segundo año consecutivo en que se establece un récord de uso de carbón, lo que está relacionado con la recuperación económica post-pandémica y el aumento de la demanda de electricidad. Sin embargo, los analistas consideran que este pico podría convertirse en una “meseta” antes del inicio de una disminución gradual de la demanda de carbón hacia finales de la década.
La dinámica del uso del carbón varía considerablemente según las regiones:
- Europa: Los países de la UE están abandonando rápidamente el carbón para lograr objetivos climáticos. Un evento emblemático fue que Chequia, desde el 1 de febrero de 2026, dejó de extraer completamente carbón al cerrar su última mina después de 250 años de funcionamiento. Ahora, Polonia se mantiene como el único país de Europa con actividad minera de carbón. Las plantas eléctricas de la UE se están trasladando a gas y energías renovables, mientras que las minas de carbón se cierran por ser económicamente poco rentables y agotadas. Chequia llevó a cabo esta decisión porque su sector eléctrico ya no depende del carbón, y el costo de extracción excedió el precio del mercado más del doble.
- China: Es el mayor consumidor y productor de carbón del mundo. En 2025, la producción de carbón en la República Popular China alcanzó un nuevo récord de aproximadamente 4.83 mil millones de toneladas. Más de la mitad de la generación de electricidad del país sigue siendo provista por plantas de energía a carbón. Para evitar déficits de capacidad, Pekín, junto con el desarrollo masivo de energías renovables, sigue construyendo nuevas plantas de carbón altamente eficientes, al menos hasta 2027.
- India: El segundo mercado de carbón más grande también combina iniciativas climáticas con un aumento en el consumo de carbón. El gobierno, por un lado, está invirtiendo en energía solar y eólica, y por otro, está estimulando la extracción: se reabrieron 32 minas previamente cerradas, lo que permite incrementar la producción. El objetivo es acercarse a una producción de ~1.5 mil millones de toneladas al año y, en el futuro, incluso exportar el excedente. Por el momento, el carbón ayuda a India a reducir la importación de materias energéticas y asegura un funcionamiento estable de las redes eléctricas.
- Japón: Aproximadamente el 30% de la generación eléctrica en 2026 será provista por el carbón. A pesar de los planes de reducción de emisiones, las autoridades consideran que las plantas de carbón son necesarias para la fiabilidad del sistema energético, como reserva en caso de interrupciones en la generación solar y eólica, y para reducir la dependencia del caro gas importado. El carbón está anclado en la estrategia como reserva estratégica, aunque se reducirá con la incorporación gradualmente de nuevas capacidades renovables y nucleares.
- EE. UU.: Tras una larga tendencia a la baja en el papel del carbón en la energía, en 2025 se registró un sorpresivo aumento en su consumo de aproximadamente un 8%. Esto se explica por los altos precios del gas natural y el aumento de la demanda de electricidad (por ejemplo, de nuevos centros de datos y sectores industriales intensivos en energía), lo que hizo que la generación de carbón fuese temporalmente más competitiva. Además, la administración de EE. UU. suspendió el cierre de varias plantas de carbón envejecidas, lo que estimuló la extracción de carbón en el marco de una política de mayor independencia energética.
Así, el papel del carbón en el balance energético mundial ahora se define por características regionales. Las economías europeas están expulsando activamente el carbón de su mezcla energética en favor de la ecología, mientras que muchos países asiáticos y otras regiones aún dependen del carbón para garantizar su propia seguridad energética y contener tarifas. La transición hacia una energía limpia avanza de manera desigual: las regiones ricas en potencial de energías renovables y capital invierten en tecnologías "verdes", mientras que los gobiernos con una creciente demanda y recursos limitados continúan operando con plantas de carbón para garantizar el suministro eléctrico estable. Se espera que el consumo global de carbón pronto se estabilice y comience a disminuir gradualmente a medida que se incorporen nuevas energías renovables y centrales nucleares, pero a corto plazo el carbón sigue siendo un combustible fósil en alta demanda.
Electricidad y fuentes renovables: "salto verde"
La electricidad global entra en una nueva fase de desarrollo acelerado de tecnologías renovables. Según el informe de la AIE "Electricity 2026", ya en esta década la estructura mundial de generación cambiará radicalmente. En 2025, el volumen de generación de electricidad a partir de fuentes renovables (solar, eólica, etc.) se igualó a la generación en plantas de carbón. A partir de 2026, las fuentes de energía limpias comenzarán a superar al carbón en producción. Se espera que para 2030, la participación total de la energía renovable y nuclear alcance el 50% en la producción eléctrica mundial.
Este crecimiento rápido es impulsado, sobre todo, por plantas solares y eólicas. Cada año se incorporan nuevas capacidades: solo en instalaciones fotovoltaicas se añaden más de 600 TWh de generación por año. Si se incluye la energía eólica, se estima que el crecimiento total en la generación renovable hasta 2030 será de aproximadamente 1000 TWh anuales (equivalente a un +8% al año respecto al nivel actual). Sin embargo, paralelamente, la demanda de electricidad está aumentando rápidamente. Entre 2024 y 2030, el consumo global de electricidad crecerá entre un 3% y un 4% por año, lo que es aproximadamente 2,5 veces más rápido que el crecimiento del consumo total de energía. Las razones son la industrialización de los países en desarrollo, la adopción masiva de transporte eléctrico (vehículos eléctricos, autobuses eléctricos) y la digitalización de la economía (expansión de la red de centros de datos, aumento del uso de aire acondicionado y electrónica de consumo). Como resultado, incluso un fuerte crecimiento en las energías renovables no permite desplazar instantáneamente la generación fósil: para equilibrar los sistemas se incrementa la producción en plantas de gas. Muchos consideran que el gas natural es un "combustible de transición", y se prevé que la generación de gas aumente al menos hasta 2030, aunque más lentamente que la renovable.
El rápido crecimiento de la energía renovable plantea nuevos desafíos a la infraestructura. Las redes eléctricas existentes y las capacidades de almacenamiento de energía requieren serios avances para integrar fuentes intermitentes (solar y eólica). La AIE subraya que, para satisfacer la creciente demanda y garantizar la fiabilidad de los sistemas, las inversiones anuales en redes eléctricas deben aumentar en un 50% en comparación con el promedio de la última década. También se necesita progreso en las tecnologías de almacenamiento de energía y gestión de cargas para suavizar los picos y valles de la generación de energías renovables. Muchos países ya están invirtiendo en baterías industriales y "redes inteligentes": por ejemplo, se planea que el exceso de energía solar y eólica en China se dirija a la producción de hidrógeno "verde", que luego puede ser utilizado como portador de energía o materia prima en la industria. Estos proyectos, junto con el desarrollo de nuevos tipos de baterías (incluidas las de sodio, que reducen la dependencia del litio) y tecnologías de hidrógeno, están atrayendo la atención de inversores en todo el mundo.
La política energética muestra diferencias entre regiones. En la Unión Europea, el rumbo hacia la energía "verde" sigue siendo prioritario. A pesar de la crisis energética de 2022, la UE no ha disminuido sus planes climáticos, sino que, por el contrario, ha acelerado la implementación de energías renovables. Al final de 2025, la generación de electricidad en plantas eólicas y solares en la UE superó por primera vez la generación a partir de combustibles fósiles. Los gobiernos europeos han establecido objetivos aún más ambiciosos: nueve países (Alemania, Francia, Reino Unido, Dinamarca, Países Bajos, etc.) han acordado una cooperación masiva en el Mar del Norte para desarrollar la energía eólica marina. La meta es alcanzar los 300 GW de capacidad de parques eólicos marinos para 2050 (en comparación con aproximadamente 30 GW hoy). Para 2030, se espera asegurar al menos 100 GW de energía eólica marina mediante proyectos transfronterizos. Se anticipa que esta expansión masiva de las energías renovables proporcionará un suministro energético estable y accesible, generará miles de empleos y reducirá la dependencia de la importación de combustibles fósiles.
Sin embargo, la agenda "verde" europea también enfrenta dificultades. El aumento de las tasas de interés y el encarecimiento de los materiales en los años 2024-2025 llevaron a que algunas licitaciones para la construcción de parques eólicos no recibieran ninguna oferta, ya que los inversores consideraron que las condiciones propuestas no eran lo suficientemente rentables. Así, en Alemania y el Reino Unido, varias subastas de energía eólica marina terminaron sin resultados. Los reguladores de la UE reconocen el problema y están preparando medidas de apoyo: se discuten garantías adicionales, subsidios directos y mecanismos de contratos por diferencia (CfD) para aumentar la atractividad de los proyectos de energías renovables para las empresas.
En contraste con la UE, en EE. UU. hubo un retroceso parcial en el apoyo estatal a la energía limpia tras el cambio de administración en 2025. La administración del presidente Donald Trump es escéptica respecto a varias iniciativas “verdes”. Trump criticó públicamente el rumbo de la UE en las energías renovables, calificando a los aerogeneradores de "pérdida" y afirmando que "cuantos más aerogeneradores haya, más dinero pierde el país". En consecuencia, las autoridades estadounidenses han tomado una iniciativa para respaldar las fuentes de energía tradicionales. Además de las medidas para revitalizar la industria del carbón, los proyectos de generación eólica reciben también un examen exhaustivo. En diciembre de 2025, el Ministerio del Interior de EE. UU. suspendió inesperadamente la implementación de varios proyectos de parques eólicos marinos, citando nuevos datos sobre posibles amenazas (incluidos supuestos problemas para los radares militares). La decisión afectó incluso al casi terminado proyecto Vineyard Wind frente a la costa de Massachusetts. Los principales inversores — empresas Avangrid/Iberdrola, Ørsted y otras — impugnaron la moratoria en los tribunales. En enero de 2026 lograron algunas victorias iniciales: un tribunal federal suspendió la orden, permitiendo que se completara el Vineyard Wind (con más del 95% de la obra completada). Estos litigios continúan, y la industria espera evitar retrasos significativos. Sin embargo, la incertidumbre resultante enfría el interés de los inversores en los proyectos de energías renovables en EE. UU., mientras que Europa demuestra determinación para avanzar y está dispuesta a aumentar el apoyo a la industria.
La energía renovable no solo abarca sol y viento. Muchos países están aumentando sus inversiones en la infraestructura de almacenamiento de energía (baterías industriales), ampliando el uso de la energía hidroeléctrica y fuentes geotérmicas. Al mismo tiempo, está resurgiendo el interés en la energía nuclear como fuente estable y libre de carbono: empresas privadas y fondos están invirtiendo en el desarrollo de reactores modulares pequeños (RMP). Por ejemplo, la startup italiana Newcleo atrajo en febrero de 2026 75 millones de euros en inversiones para el desarrollo de reactores compactos que funcionan con combustible nuclear reciclado. Desde 2021, Newcleo ha conseguido hasta la fecha 645 millones de euros en financiación y planea construir rápidamente un reactor experimental, al tiempo que se abre camino en el mercado estadounidense, uno de los más dinámicos en tecnología nuclear avanzada. Estas iniciativas indican que la industria nuclear puede desempeñar un papel significativo en la descarbonización de la economía junto con las energías renovables.
La influencia de la transición energética ya se siente en los mercados. En Europa, a finales de 2025, los precios mayoristas de la electricidad cayeron visiblemente en comparación con el otoño, gracias a un clima suave, una caída estacional de la demanda y una alta generación en energías renovables (gracias a un clima ventoso y cálido). Sin embargo, persisten problemas de fiabilidad: en particular, el sistema energético de Ucrania se encuentra en un estado crítico debido a los continuos bombardeos a la infraestructura, lo que provoca cortes de electricidad en invierno. A nivel global, la tendencia es clara: más de la mitad de todas las nuevas capacidades generadoras que se están incorporando actualmente en el mundo corresponde a plantas solares y eólicas. Esto inspira confianza de que, aunque los combustibles fósiles seguirán presentes en el balance energético durante mucho tiempo, el proceso de la transición energética ha adquirido un carácter irreversible: la energía mundial avanza de manera decidida hacia un modelo más limpio y sostenible.
Geopolítica y sanciones: esperanzas y realidades
Los factores políticos continúan ejerciendo una influencia significativa en los mercados mundiales de recursos energéticos. El enfrentamiento sancionador del Occidente con proveedores clave – Rusia, Irán, Venezuela – se mantiene, pero los participantes del mercado buscan señales de una posible relajación. Algunas señales positivas realmente han surgido a principios de 2026. En Venezuela, hubo un cambio de régimen político: la destitución de Nicolás Maduro abre el camino para la normalización del sector petrolero venezolano. Los inversores esperan que con la llegada de un nuevo liderazgo, EE. UU. comience a suavizar las sanciones y permita el regreso de significativos volúmenes de petróleo venezolano al mercado mundial (ya que los recursos de este país son unos de los más grandes del mundo). En perspectiva, esto podría aumentar la oferta de petróleo pesado, estabilizar los precios de la materia prima y de los productos petroleros. Sin embargo, el efecto a corto plazo es incierto: la turbulencia de enero llevó a una reducción de las exportaciones de Venezuela de aproximadamente 500 mil barriles por día, lo que afectó a las NPZ asiáticas que procesan este petróleo.
La situación en torno a Irán sigue siendo tensa. Aunque Teherán accedió a mantener conversaciones con Washington, y los primeros contactos se llevaron a cabo en Omán, hasta ahora no se ha logrado un avance concreto. La retórica de ambas partes sigue siendo dura, y los rumores sobre posibles ataques de EE. UU. o Israel a objetivos nucleares iraníes continúan preocupando a los mercados. Irán es un productor clave de petróleo en la OPEP, por lo que cualquier acción militar podría poner fuera de juego terminales de exportación o disuadir a las compañías de transporte de operar en el Golfo Pérsico. A pesar de la ausencia de un conflicto directo, la probabilidad de una escalada se incorpora a los precios como una prima de seguro en caso de una eventualidad en la región del estrecho de Ormuz.
Mientras tanto, el conflicto ruso-ucraniano ya ha entrado en su cuarto año y sigue teniendo impactos en el sector energético. La Unión Europea prácticamente ha dejado de comprar combustibles de origen ruso, reajustando la logística para proveedores alternativos. Rusia, por su parte, ha redirigido la exportación de petróleo y gas hacia los mercados de Asia y otros países leales. Sin embargo, surgen nuevas complicaciones en el sector energético ruso. Como se mencionó anteriormente, el endurecimiento de las sanciones estadounidenses a finales de 2025 ha complicado incluso los pagos con compradores asiáticos tradicionales: muchos de ellos decidieron esperar o exigir a Moscú mayores descuentos por los riesgos de cooperación. Además, se han incrementado los ataques de drones a la infraestructura rusa: además de los ataques mencionados a las NPZ, se han confirmado actos de sabotaje en bases de petróleo y secciones de oleoductos. Según datos de monitoreo del sector, la producción de petróleo en la RF en diciembre de 2025 y enero de 2026 ha comenzado a disminuir ligeramente después de recuperarse a mediados de año. Si en la primera mitad de 2025 Rusia logró revertir la tendencia de descenso de la producción (después del colapso de 2022-2023), para principios de 2026 se ha registrado una caída por segundo mes consecutivo. Los expertos asocian esto con la saturación de rutas de redirección "fáciles" y las dificultades de mantenimiento de los campos bajo sanciones. La exportación de petróleo ruso por mar sigue siendo alta en volumen, pero requiere rutas cada vez más largas y una flota considerable de buques "sombra", que operan esquivando las restricciones oficiales y corren el riesgo de un mayor control en el futuro.
Así, la incertidumbre geopolítica continúa siendo un factor relevante de volatilidad. Sin embargo, ha surgido un optimismo cauteloso en los mercados: muchos importadores se han adaptado a las nuevas condiciones y los exportadores muestran ingenio para sortear las barreras. Algunos expertos consideran que las fases más críticas del enfrentamiento energético ya han pasado. No obstante, todavía no hay avances significativos en el frente diplomático: los intentos de acordar relajación de sanciones o de un alto al fuego no han tenido resultados sustanciales. Los inversores siguen con atención las señales desde Washington, Bruselas, Moscú y Pekín. Cualquier indicio sobre posibles nuevas negociaciones, acuerdos o relajaciones del régimen de sanciones puede influir notablemente en las percepciones del mercado. Hasta entonces, el factor político seguirá añadiendo incertidumbre y turbulencia a los precios, ya sea por el riesgo de conflictos repentinos o por decisiones inesperadas de reguladores y gobiernos.
Inversiones y noticias corporativas del sector
Los inversores en el sector de petróleo y energía observan de cerca las ganancias récord de las empresas tradicionales de petróleo y gas, así como las inversiones a gran escala en proyectos de transición energética. A continuación se presentan algunos eventos clave del segmento corporativo y de inversiones:
- Ganancias récord en petróleo y gas: Las principales corporaciones de petróleo y gas terminaron 2025 con resultados financieros impresionantes. Por ejemplo, la ganancia neta de ExxonMobil en el año fue de 28.8 mil millones de dólares, mientras que la saudí Saudi Aramco sigue obteniendo de 25 a 30 mil millones de dólares de ganancia trimestral (solo en el tercer trimestre de 2025, aproximadamente 28 mil millones de dólares). Estos ingresos colosales permitieron a las empresas aumentar el retorno a los accionistas, lanzar amplios programas de recompra de acciones y aumentar los dividendos, así como invertir en nuevos proyectos de producción. Los gigantes del petróleo y el gas están invirtiendo en la expansión de la producción en áreas tradicionales: desde la exploración de formaciones de esquisto en la cuenca del Permian (EE. UU.) hasta los yacimientos en aguas profundas frente a las costas de Brasil y los proyectos de gas en África Oriental. Al mismo tiempo, muchos de ellos han expresado planes de inversión en direcciones de bajo carbono (energías renovables, hidrógeno, tecnologías de captura de CO2), aunque la proporción de gastos “verdes” sigue siendo baja en comparación con el negocio principal.
- Acuerdos en energía renovable: A nivel global, continúa el flujo de capital hacia proyectos "verdes", y los gobiernos están firmando grandes contratos con inversores. Así, Egipto en enero de 2026 firmó paquetes de contratos por 1.8 mil millones de dólares para desarrollar energía renovable. Los planes incluyen la construcción de una planta solar de 1.7 GW con un sistema de almacenamiento de energía de 4 GWh en el Alto Egipto (proyecto de la empresa noruega Scatec) y la apertura de una fábrica de la empresa china Sungrow para la producción de baterías industriales en la zona económica de Suez. Con el objetivo de incrementar la proporción de generación "verde" al 42% para 2030, Egipto busca el apoyo de socios internacionales. Proyectos como estos indican una alta actividad de inversión en economías en desarrollo.
- Nuevas tecnologías y startups: Las empresas innovadoras en el sector energético continúan atrayendo financiamiento. Aparte de la startup nuclear italiana Newcleo mencionada, están surgiendo iniciativas en la producción de hidrógeno y combustibles sintéticos. Por ejemplo, la empresa chileno-estadounidense HIF Global promueve la construcción de una planta para la producción de hidrógeno "verde" y combustible electrónico (metanol) en el puerto de Açu (Brasil) a un costo de 4 mil millones de dólares. Recientemente se informó que se había optimizado el proyecto y reducido los costos de capital: la implementación se dividió en etapas de menos de 1 mil millones de dólares cada una. La primera fase de la planta está prevista para ser inaugurada a mediados de 2027 y debería producir alrededor de 220,000 toneladas de “electrometanol” al año a partir de hidrógeno y CO2 capturado. Los fabricantes de automóviles y aerolíneas han mostrado interés en este nuevo combustible ecológico.
- Fusiones y adquisiciones: Se continúa la consolidación en los sectores de recursos. En 2025, se llevaron a cabo dos grandes transacciones de M&A que reconfiguraron el panorama del petróleo y gas en EE. UU.: ExxonMobil anunció la compra del productor de esquisto Pioneer Natural Resources, y Chevron anunció la adquisición de Hess Corp. Esto fortaleció las posiciones de los gigantes del petróleo en la producción. A principios de 2026 se discutieron posibles megaconglomerados en sectores afines, como la fusión de los gigantes mineros Rio Tinto y Glencore (con una evaluación superior a $200 mil millones) para combinar activos de carbón y metalurgia, aunque las partes dejaron de lado estos planes debido a los riesgos antimonopolio y la complejidad de la integración. Los grandes actores buscan aumentar su escala y sinergias, pero las barreras regulatorias pueden limitar la implementación de tales megaprojectos.
- Balance de inversiones: En general, las inversiones en energía se mantienen en altos niveles, y la financiación para la transición energética está en aumento. Según estimaciones de BloombergNEF, en 2025, las inversiones globales en energía limpia (energías renovables, redes eléctricas, almacenamiento, vehículos eléctricos, etc.) se igualaron por primera vez en volumen a las inversiones en el sector fósil. Bancos y fondos están revisando sus estrategias, intensificando el enfoque en financiamiento sostenible. Sin embargo, el petróleo y el gas seguirán atrayendo una proporción significativa de capital. Para los inversores, la cuestión clave es el equilibrio entre el petróleo y gas tradicional (que ofrece altas ganancias en el corto plazo) y las direcciones "verdes" prometedoras, que son capaces de garantizar el crecimiento en el futuro. Muchos adoptan una táctica dual: aseguran ganancias récord de los altos precios actuales del petróleo/gas mientras invierten en energías renovables, hidrógeno y otras tecnologías para no perderse una nueva ola de crecimiento.
Las noticias corporativas de la industria a principios de año también incluyen la publicación de resultados financieros para 2025, cambios en la gestión y logros tecnológicos. Aprovechando la ola de ganancias, algunas empresas han anunciado un aumento en los dividendos y nuevos programas de recompra de acciones, lo que ha complacido a los accionistas. Al mismo tiempo, presionadas por la sociedad, las empresas de petróleo y gas están anunciando nuevos objetivos de reducción de emisiones e invirtiendo en iniciativas climáticas, tratando de mejorar su imagen y prepararse para operar en un contexto de transición energética. Así, el negocio energético global demuestra una intención de resiliencia y flexibilidad: extraer el máximo beneficio hoy y al mismo tiempo sentar las bases para el éxito en una economía de bajo carbono en el futuro.
Expectativas y pronósticos
A las puertas del final del invierno de 2026, los expertos del sector energético presentan pronósticos moderadamente optimistas. El escenario base para los próximos meses es la conservación de una relativa estabilidad en los precios de los hidrocarburos sin saltos bruscos. Los estados y las empresas han aprendido las lecciones de los trastornos de la primera mitad de la década de 2020 y han formado mecanismos de respuesta a crisis: desde la acumulación de reservas estratégicas de petróleo y gas hasta acuerdos de coordinación en el marco de la OPEP+ y programas de mejora de la eficiencia energética. Las previsiones de agencias especializadas sugieren una caída gradual en los precios del petróleo hacia finales de año, si el exceso de oferta se materializa según lo planeado. Por ejemplo, la Administración de Información Energética de EE. UU. (EIA) espera que el precio promedio de Brent pueda caer a ~$55 por barril para el cuarto trimestre de 2026. Sin embargo, cualquier evento inesperado grave – una escalada del conflicto en Oriente Medio, huracanes que interrumpan las plantas de GNL, o cualquier otra interrupción – podría hacer que temporalmente se revierta la tendencia en los precios.
En lo que respecta al mercado del gas, su futuro desarrollo dependerá en gran medida de lo que ocurra en la temporada de verano. Si el verano de 2026 es moderadamente cálido y la industria global de GNL continúa aumentando el exportando a un ritmo acelerado, Europa podrá llenar fácilmente sus almacenes. En ese caso, los precios promedio del gas en la UE podrían mantenerse en un rango de €25-30 por MWh, lo que es comparable a un nivel relativamente cómodo hacia finales de 2025. Sin embargo, también existen riesgos: la creciente competencia con Asia por volúmenes adicionales de GNL, así como sorpresas climáticas (como el riesgo de sequías que reduzcan la producción de plantas hidroeléctricas o los fríos tempranos en otoño) añaden incertidumbre. Si, por otro lado, hacia otoño las reservas de gas se alcanzan cerca del objetivo del 90%, Europa enfrentará el próximo invierno con mucha más confianza que el anterior, teniendo un sólido colchón de seguridad.
