Noticias actuales del sector de petróleo, gas y energía al 13 de noviembre de 2025: transacciones, geopolítica, exportación, producción de petróleo y gas, impacto de las sanciones y equilibrio del mercado mundial. Análisis para inversores y participantes del sector energético.
Los eventos actuales del complejo energético (TЭK) al 13 de noviembre de 2025 llaman la atención de los inversores y participantes del mercado por su ambigüedad. No se observa un avance en las relaciones entre Rusia y Occidente; por el contrario, los Estados Unidos han impuesto nuevas sanciones a grandes empresas petroleras rusas, lo que indica un aumento de la confrontación sancionadora. El mercado mundial del petróleo, que anteriormente estuvo bajo presión debido a la oferta excesiva y la desaceleración de la demanda, permanece en un equilibrio frágil: los precios del Brent se mantienen alrededor de la mitad de $60 por barril (aproximadamente $64–66), reflejando un balance de factores en conflicto. El mercado europeo de gas llega al invierno con reservas récord: los almacenes subterráneos de gas (PХG) en la UE están llenos en más del 95%, lo que garantiza un reserva confiable y mantiene los precios a un nivel relativamente moderado. Mientras tanto, la transición energética global alcanza nuevas alturas: muchos países están estableciendo récords de generación a partir de fuentes renovables, aunque la sostenibilidad de los sistemas energéticos aún requiere el soporte de recursos tradicionales. En Rusia, tras un repunte en los precios de los combustibles, las autoridades han extendido hasta finales de año la prohibición de exportación de gasolina y han restringido la exportación de diésel, buscando estabilizar el mercado interno. A continuación se presenta una revisión detallada de las principales noticias y tendencias en los sectores de petróleo, gas, energía eléctrica y materias primas en la fecha actual.
Mercado del petróleo: amenaza de exceso de oferta y demanda estancada
Las cotizaciones del petróleo mundial continúan demostrando una estabilidad relativa en niveles bajos. La mezcla Brent del Mar del Norte se comercializa alrededor de $65 por barril, mientras que el WTI estadounidense se mantiene cerca de $60. Los precios actuales son aproximadamente un 10% más bajos que el año pasado, reflejando una normalización gradual del mercado tras los picos extremos de la crisis energética de 2022–2023. El equilibrio se sostiene por una combinación de varios factores:
- Aumento de la producción de OPEP+. La alianza petrolera ha estado aumentando sistemáticamente la oferta desde principios de año. En otoño de 2025, la cuota total de producción de los principales participantes del acuerdo casi ha regresado a los niveles previos a la pandemia: las flexibilizaciones mensuales de las restricciones desde la primavera han llevado a un incremento de la producción de varios millones de barriles por día. Este incremento de la oferta ya se ha reflejado en un aumento de las reservas globales de petróleo y productos derivados, intensificando la presión sobre los precios.
- Desaceleración de la demanda. Las tasas de crecimiento del consumo de petróleo a nivel global han disminuido significativamente. La Agencia Internacional de Energía (AIE) pronostica un aumento de la demanda en 2025 de solo aproximadamente +0,7 millones de barriles/día (frente a +2,5 millones en 2023). La OPEP estima un aumento de la demanda de aproximadamente +1,3 millones de b/s. La desaceleración de la economía, especialmente en el sector industrial de China, y los efectos de precios altos anteriores han estimulado el ahorro energético y contenido el apetito de los consumidores.
- Geopolítica y sanciones. El conflicto prolongado en torno a Ucrania y la falta de progreso en las negociaciones significan que la presión sancionadora sobre el sector petrolero ruso se mantiene, y en algunas ocasiones se intensifica. A finales de octubre, la administración estadounidense amplió las sanciones, incluyendo en la lista a las principales empresas petroleras de Rusia. Estas medidas obligan a reestructurar los flujos comerciales: por ejemplo, las refinerías indias ya están señalando su disposición a reducir las importaciones de petróleo ruso para evitar sanciones secundarias. Por un lado, estos pasos aumentan la incertidumbre y crean una prima de riesgo en los precios del petróleo. Por otro lado, los suministros globales todavía se están redirigiendo por rutas alternativas, y no ha surgido una escasez inmediata de crudo en el mercado. Como resultado, las cotizaciones petroleras fluctúan en un rango estrecho, sin obtener ímpetu para un nuevo rally ni para un colapso.
La influencia combinada de estos factores crea un leve exceso de oferta sobre la demanda. El mercado se encuentra al borde del excedente, y los precios en el mercado de futuros se mantienen notablemente por debajo de los máximos del año pasado. Muchos analistas advierten que manteniendo las tendencias actuales, en 2026 el precio promedio anual del Brent podría caer a ~$50 por barril. Mientras tanto, los participantes del mercado adoptan una posición de espera, monitoreando tanto los indicadores fundamentales (reservas, niveles de producción) como las señales políticas de la OPEP+ y las principales potencias.
Mercado del gas: los almacenes llenos de Europa aseguran la estabilidad de precios
En el mercado del gas, Europa se mantiene en el centro de atención, habiendo concluido exitosamente la temporada de inyección de combustible. Los países de la UE han logrado llenar sus almacenes de gas en más del 95% de su capacidad total; esto es significativamente más alto que el objetivo del 90% establecido para el inicio del invierno y un récord en los últimos años. Una reserva de esta magnitud antes de la temporada de calefacción fortalece la seguridad energética de la región. Ya para mediados de noviembre, en varios países de Europa Occidental, el volumen de gas en PХG se ha aproximado al volumen que había un año atrás en pleno invierno, lo que permite ver con optimismo los próximos meses fríos.
Las grandes reservas y los suministros estables de gas natural licuado (GNL) mantienen un entorno de precios relativamente calmado en el mercado europeo del gas. Los futuros del gas en el hub neerlandés TTF fluctúan alrededor de 31–33 €/MWh (alrededor de $380 por mil metros cúbicos), muy por debajo de los picos de crisis de 2022. La demanda y la oferta en Europa están ahora cerca del equilibrio: el consumo moderado y el inicio cálido del otoño han permitido aumentar las reservas sin saltos de precios. Los importadores de la UE continúan comprando activamente GNL en todo el mundo, con las terminales de regasificación operando a alta capacidad, aceptando tanqueros de los EE. UU., Qatar, África, Australia y otras regiones. Esto compensa la interrupción de los suministros por tubería desde Rusia: desde enero de 2025, el tránsito de gas ruso a través de Ucrania ha sido totalmente detenido, y el gasoducto "Yamal–Europa" ha sido cerrado debido a sanciones, por lo que la única ruta de gas por tubería de la RF a la UE es el "Trazado turco" a través de los Balcanes (alrededor de 50 millones de metros cúbicos por día, solo una pequeña parte de los volúmenes anteriores).
Como resultado de la diversificación de suministros, Europa ha llegado al invierno prácticamente sin dependencia del gas ruso. Se mantienen riesgos, por supuesto: un clima anómalo frío podría aumentar la demanda de combustible, y la competencia con Asia por cargamentos de GNL spot podría intensificarse si la economía de China y otros países de la región se acelera. Sin embargo, hasta el momento, el equilibrio en el mercado europeo del gas parece estable, y los precios son relativamente bajos. Esta situación es favorable para la industria y energía de Europa de cara a las cargas máximas, reduciendo la probabilidad de choques de precios, como los observados en el pasado reciente.
Política internacional: asociación energética de Occidente y nuevas sanciones
Los países occidentales están tomando medidas coordinadas para reestructurar los vínculos energéticos globales en medio de la tensión geopolítica. A principios de noviembre, en un foro energético en Atenas, se firmaron importantes acuerdos destinados a reducir la influencia de Rusia en el mercado europeo de gas. Así, la compañía estadounidense ExxonMobil firmó un contrato para la exploración y producción de gas natural en las aguas de Grecia junto con socios locales. Paralelamente, Grecia firmó su primer contrato a largo plazo para la importación de gas licuado de EE. UU.: a partir de 2030, el país recibirá por contrato al menos 0,7 mil millones de metros cúbicos de GNL al año, con perspectivas de aumentar a 2 mil millones de metros cúbicos. Estos acuerdos se inscriben en la estrategia general de la Unión Europea para sustituir los recursos energéticos rusos: en julio, la UE y los EE. UU. firmaron un acuerdo comercial, en virtud del cual Europa se compromete a comprar alrededor de $250 mil millones al año en recursos energéticos estadounidenses (petróleo, gas, combustible nuclear) en los próximos tres años.
Los funcionarios estadounidenses declaran abiertamente su intención de expulsar "cada última molécula" de gas ruso de los mercados de Europa Occidental. La nueva asociación energética ya está dando resultados: el mercado europeo se ha reorientado rápidamente hacia el GNL, y países como Grecia se están convirtiendo de consumidores finales de gas ruso en centros de distribución de combustible estadounidense por toda Europa. Al mismo tiempo, la Unión Europea está endureciendo sus propias restricciones: se ha aprobado un plan de prohibición total de importaciones de GNL ruso a partir de 2027, y anteriormente se impusieron embargos al petróleo y productos petroleros de la RF. Así, el mapa energético de Europa está cambiando rápidamente – la participación de los EE. UU., Oriente Medio y otros proveedores alternativos está creciendo de manera constante.
Sin embargo, el fortalecimiento de las sanciones tiene efectos secundarios para los participantes del mercado. **La India**, que se ha convertido en el mayor comprador de petróleo ruso con descuentos, ahora se ve obligada a reconsiderar su estrategia. A finales de octubre, EE. UU. incluyó en sus listas de sanciones a las compañías petroleras rusas "Rosneft" y "Lukoil", lo que dificulta los pagos con ellas. Las refinerías indias, para no perder el acceso al sistema financiero estadounidense y no ser objeto de sanciones secundarias, han declarado su disposición a reducir drásticamente las compras de crudo a estas compañías. Según los comerciantes, algunas refinerías indias ya han suspendido la ejecución de contratos a largo plazo con "Rosneft". Estos pasos podrían reducir la importación total de petróleo ruso en India (que en 2025 alcanzó niveles récord de 1,5–1,7 millones de b/s) y desviar la demanda india hacia proveedores de Oriente Medio y África, aunque a precios más altos. Así, la presión sancionadora de Washington está forzando efectivamente la redistribución de flujos de petróleo globales: las compañías rusas se ven obligadas a aumentar los descuentos y orientarse principalmente hacia China, Turquía y otros países que no se han unido a las sanciones.
India y China: ajuste de importaciones y aumento de la producción nacional
Las principales economías asiáticas continúan equilibrando entre la importación de recursos energéticos y el desarrollo de la producción nacional. **La India**, a causa de la presión sancionadora, se ha enfrentado a la elección: mantener las compras ventajosas de petróleo ruso barato o evitar romper las relaciones comerciales con Occidente. Hasta hace poco, India había estado aumentando activamente la importación de petróleo ruso, obteniendo un descuento significativo (en promedio $5–10 respecto al precio Brent por Urals). Esto ha permitido que el petróleo ruso ocupe alrededor del 34% de la estructura de importaciones de crudo de India. Sin embargo, las nuevas sanciones de EE. UU. contra "Rosneft" y "Lukoil", así como la amenaza de altos aranceles sobre productos indios en EE. UU., están obligando a Nueva Delhi a reducir su dependencia de los suministros rusos. Las principales compañías petroleras indias indican su disposición a prácticamente abandonar las compras a productores rusos sancionados a principios de 2026. A corto plazo, India está sustituyendo los volúmenes perdidos con compras de Oriente Medio (Arabia Saudita, Irak, EAU), aunque esto implica un ligero aumento en los costos de materia prima. Al mismo tiempo, el gobierno indio acelera el programa de desarrollo de sus propios yacimientos: tras el anuncio en agosto de la misión nacional "de aguas profundas" para la búsqueda de petróleo y gas, la corporación estatal ONGC ya ha comenzado a perforar pozos de gran profundidad en el mar de Andamán. Los primeros informes apuntan a resultados prometedores, lo que infunde esperanzas sobre un aumento en la producción interna y una disminución de la dependencia de las importaciones en el futuro.
**China**, por su parte, sigue siendo el mayor comprador de hidrocarburos rusos, pero al mismo tiempo está apostando por aumentar su propia base energética. Pekín no se ha unido a las sanciones occidentales, aprovechando la situación para aumentar las importaciones a precios reducidos. Aunque en los primeros tres trimestres de 2025, China redujo su importación de petróleo desde Rusia en aproximadamente un 8% respecto al récord del año pasado (hasta ~74 millones de toneladas en 9 meses), la RF sigue ocupando el primer lugar entre sus proveedores de petróleo. Al mismo tiempo, las empresas chinas están comprando crudo activamente en Arabia Saudita, Malasia, Brasil y otros países, diversificando sus fuentes. El total de importaciones de petróleo de China de enero a septiembre creció un ~2,5% interanual, superando los 420 millones de toneladas (alrededor de 11,3 millones de barriles por día). Además de las importaciones, China está aumentando la producción nacional: en los primeros tres trimestres de 2025, los productores nacionales extrajeron alrededor de 150 millones de toneladas de petróleo (+1–2% interanual) y alrededor de 170 mil millones de metros cúbicos de gas natural (+5–6% interanual). El desarrollo de yacimientos, especialmente en plataformas y áreas de difícil acceso, sigue siendo una prioridad estratégica para reducir la dependencia de los suministros externos. Sin embargo, la escala de la economía china es tal que en un futuro próximo el país mantendrá su estatus de mayor importador de energía: según estimaciones de expertos, incluso con el aumento de la producción, China se verá obligada a cubrir al menos el 70% de sus necesidades de petróleo y alrededor del 40% de gas mediante importaciones. Así, India y China – dos consumidores clave en Asia – están adaptando sus estrategias energéticas a la nueva realidad global, combinando la búsqueda de oportunidades de importación lucrativas con esfuerzos para desarrollar su producción nacional.
Transición energética: nuevos récords de VRE y el papel de la generación tradicional
La transición global hacia la energía limpia en 2025 sigue ganando impulso. En muchas regiones se han alcanzado hitos impresionantes en el ámbito de las energías renovables. **En Europa**, al finalizar 2024, la producción total de electricidad en plantas solares y eólicas superó por primera vez a la generación en plantas de carbón y gas, y esta tendencia se mantuvo en 2025. La proporción de electricidad "verde" en la balanza energética de la Unión Europea crece incesantemente, desplazando al carbón tras un breve regreso de este en 2022–2023. **En los EE. UU.**, las fuentes renovables ahora representan más del 30% de la producción de electricidad; la generación total de viento y sol a principios de 2025 superó por primera vez a la producción del carbón. **China** mantiene el liderazgo mundial en capacidad instalada de VRE: cada año se instalan decenas de gigavatios de nuevos paneles solares y turbinas eólicas, batiendo récords de años anteriores. Según la AIE, las inversiones totales en el sector energético global en 2025 superarán los $3 billones, de los cuales más de la mitad se destinará al desarrollo de "energía verde", modernización de redes eléctricas y sistemas de almacenamiento de energía.
El rápido crecimiento de la porción de generación solar y eólica plantea nuevos desafíos para la infraestructura energética. Incluso alcanzando niveles récord, las energías renovables siguen siendo fuentes variables; su producción depende del clima y la hora del día. Para asegurar la fiabilidad del suministro eléctrico, los países se ven obligados a mantener suficientes capacidades de generación tradicional. Durante los períodos de baja generación de VRE – por ejemplo, en calma o durante la noche – las plantas de gas y carbón son utilizadas para satisfacer los picos de demanda. Durante la pasada temporada de calefacción, en algunos países europeos, en ocasiones fue necesario aumentar temporalmente la carga en las plantas de carbón durante los períodos sin viento, a pesar de las consecuencias ambientales. En respuesta a estos desafíos, los gobiernos y empresas están invirtiendo activamente en la creación de sistemas de almacenamiento de energía (baterías industriales, plantas de bombeo) y "redes inteligentes" capaces de redistribuir cargas de manera flexible. Los expertos pronostican que para 2026–2027, las fuentes renovables podrían ocupar el primer lugar en el mundo en términos de producción total, superando definitivamente al carbón. Sin embargo, en este camino, en los próximos años seguirá habiendo una necesidad de reserva de plantas tradicionales que actúen como seguro contra interrupciones. Así, la transición energética global está acompañada de nuevos récords e inversiones, pero requiere un delicado equilibrio entre la implementación de tecnologías "verdes" y el mantenimiento de la estabilidad de los sistemas energéticos.
Sector del carbón: alta demanda en Asia con precios estables
A pesar de la aceleración del desarrollo de las VRE, el mercado mundial del carbón sigue siendo un segmento significativo del equilibrio energético. La demanda de carbón en 2025 se mantiene en niveles altos, especialmente en la región de Asia-Pacífico. **China** – el mayor consumidor y productor de carbón – continúa quemando enormes volúmenes de este combustible. La producción anual de la industria del carbón en China supera los 4 mil millones de toneladas, cubriendo gran parte de las necesidades internas. Sin embargo, durante los períodos de demanda máxima (por ejemplo, en el calor del verano para la refrigeración o en el frío invierno para la calefacción), incluso estos volúmenes colosales son apenas suficientes, y periódicamente China aumenta la importación de carbón de países como Indonesia, Rusia y Australia para evitar escasez. **India** también está aumentando su consumo de carbón paralelamente al crecimiento de su economía y electrificación: la producción nacional de carbón ha batido récords, superando los 900 millones de toneladas al año, aunque la rápida demanda de energía también requiere un aumento en las importaciones. Otros países en desarrollo de Asia (Indonesia, Vietnam, Pakistán, Bangladés) están poniendo en marcha nuevas plantas de energía de carbón, buscando satisfacer las necesidades de la población y la industria de energía asequible.
Los precios del carbón energético se estabilizaron en 2025 tras fuertes saltos que se observaron durante la crisis energética mundial. En el mercado asiático clave (carbón australiano de Newcastle), las cotizaciones se mantienen en el rango de $130–150 por tonelada, lo que es considerablemente inferior a los picos de más de $400 alcanzados en 2022. Esta corrección de precios se explica por la recuperación del equilibrio entre oferta y demanda: el aumento de la producción en países exportadores (Australia, Indonesia, Rusia, Sudáfrica) y una leve disminución de la demanda en Europa y América del Norte (donde la transición alejada del carbón se aceleró) compensaron el crecimiento del consumo en Asia. Como resultado, el mercado global del carbón ha entrado en una fase de relativa estabilidad. Sin embargo, las restricciones ambientales y las inversiones en energía limpia limitan gradualmente las perspectivas de crecimiento a largo plazo de la demanda de carbón. Se espera que el consumo mundial de carbón alcance un nivel máximo en los próximos años y luego comience a disminuir lentamente a medida que se implementen los objetivos de descarbonización en muchos países. Por ahora, sin embargo, el carbón sigue desempeñando un papel importante, asegurando la generación base y la producción industrial, especialmente en economías en desarrollo.
Mercado de combustibles ruso: prórroga de las restricciones de exportación para estabilizar precios
En el mercado interno de productos petroleros de Rusia, en la segunda mitad de 2025 se implementa un conjunto de medidas para normalizar la situación de precios. En septiembre y octubre, se observó una cierta disminución en los precios mayoristas de la gasolina y el diésel después del aumento esperado del verano pasado. El gobierno de la RF, buscando evitar la escasez y un nuevo aumento de los precios, ha extendido las restricciones temporales a la exportación de combustibles. En particular, la prohibición previamente impuesta a la exportación de gasolina para todas las empresas productoras y intermediarios comerciales fue prorrogada primero en septiembre y luego renovada hasta finales del año en curso. Paralelamente, desde el otoño se han impuesto restricciones a la exportación de diésel para operadores independientes que no cuentan con producción propia; esta medida busca cerrar las lagunas para la exportación de combustibles en escasez al extranjero. Según el viceprimer ministro Alexander Novak, estas acciones deben garantizar el abastecimiento prioritario del mercado interno con productos petroleros.
Gracias al paquete de decisiones adoptadas, la situación en las estaciones de servicio se ha estabilizado considerablemente. Los precios en el mercado de futuros de gasolina y diésel se han retractado de los niveles máximos, y los precios al por menor están aumentando a un ritmo moderado – alrededor del 5–6% desde el comienzo del año, lo que se aproxima a la inflación general. Las estaciones de servicio en todo el país están suficientemente abastecidas con combustibles, incluyendo la finalización de la campaña de cosecha y el inicio de la temporada invernal. El gobierno también ha aumentado los volúmenes de venta de combustible subsidiado en el mercado interno y ha intensificado el control sobre la comercialización de productos petroleros para evitar la repetición de situaciones con fuertes aumentos de precios en primavera y verano. Adicionalmente, se discuten medidas a largo plazo – por ejemplo, el aumento de aranceles de exportación y ajustes al mecanismo de amortiguamiento – para crear un sistema de suministro más resistente para el mercado interno.
Como resultado de los esfuerzos realizados, el mercado interno de combustibles de la RF ha entrado en el período invernal en un estado relativamente equilibrado. Las autoridades han logrado reducir el aumento de precios y crear un reservorio de combustibles. Los participantes del mercado señalan que la dinámica futura de los precios dependerá de la situación en el mercado mundial (el tipo de cambio del rublo, los precios del petróleo) y de la disciplina en la ejecución de las restricciones impuestas. Sin embargo, en este momento, el sector de combustibles ruso muestra signos de estabilización, lo cual es especialmente importante para la economía y la población en la temporada de mayor consumo de energía.
