Energía global y sector petrolero - petróleo, gas y mercado energético 26 de enero de 2026.

Noticias globales del sector de petróleo, gas y energía al 26 de enero de 2026: petróleo, gas, electricidad, energías renovables, carbón y productos petroleros. Análisis de eventos clave y tendencias del sector energético mundial para inversores y participantes del mercado.

Los eventos actuales en el sector de combustible y energía (TÉC) al 26 de enero de 2026 se caracterizan por una combinación de nuevos desafíos estacionales y una continua tensión geopolítica, en medio de una situación relativamente equilibrada en los mercados de materias primas. El clima frío en Europa está poniendo a prueba las capacidades del sistema energético, incrementando rápidamente la demanda de gas y poniendo a prueba la solidez de los suministros de combustible. Al mismo tiempo, el mercado petrolero mundial sigue enfrentándose a un exceso de oferta, aunque ciertos riesgos y conflictos mantienen la cautela de los participantes. Las negociaciones de paz sobre Ucrania ofrecen una débil esperanza de suavizar la resistencia a las sanciones, pero las principales restricciones siguen en vigor. Mientras tanto, las inversiones en la extracción de hidrocarburos y el desarrollo de energía "verde" se mantienen a altos niveles, reflejando el deseo de los países de garantizar la seguridad energética y acelerar la transición hacia una energía limpia. A continuación, se presenta una revisión detallada de las principales noticias y tendencias en los sectores de petróleo, gas, electricidad y materias primas en la fecha actual.

Mercado mundial del petróleo: exceso de oferta y demanda moderada presionan los precios

Los precios mundiales del petróleo a finales de enero siguen bajo una presión moderada a la baja, a pesar de recientes picos a corto plazo. La mezcla de referencia Brent se comercializa en torno a $64–67 por barril, mientras que el estadounidense WTI ronda los $59–61, lo que representa alrededor del 15% menos que los niveles del año anterior. Así, el mercado se mantiene relativamente estable después de la normalización de precios poste-crisis, aunque el equilibrio sigue siendo frágil. Los principales factores que influyen en el mercado petrolero son:

Política de OPEP+: el bloque petrolero, después de un largo periodo de aumento de producción, ha hecho una pausa por primera vez. En la reunión a finales de 2025, los países de OPEP+ decidieron mantener la producción total en el nivel actual, cancelando el aumento previsto de cuotas para el primer trimestre de 2026. Esta decisión se tomó en medio de señales de exceso de petróleo en el mercado y condujo a un ligero aumento de precios al inicio del año. Sin embargo, la cuota de OPEP+ en los suministros mundiales sigue siendo inferior a los máximos anteriores, ya que durante el periodo de aumento de cuotas, el bloque no ha recuperado completamente las posiciones perdidas.
Aumento de producción fuera de OPEP: paralelamente a las acciones de OPEP+, otros productores continúan aumentando la oferta. Las empresas independientes en EE.UU. han aumentado la producción de shale a niveles récord de aproximadamente 13 millones de barriles por día, cerca de máximos históricos. Nuevos proyectos en América Latina (Brasil, Guyana) y la recuperación de la producción en Canadá contribuyen significativamente al aumento de los suministros mundiales. Como resultado, la producción global de petróleo supera la demanda, formando inventarios excedentes y presionando el costo del petróleo y los productos derivados.
Demanda mundial: el consumo de petróleo está aumentando a un ritmo mucho más lento que en años anteriores. Según la Agencia Internacional de Energía (AIE), se estima que el aumento de la demanda mundial en 2026 será de alrededor de +0,9 millones de barriles por día (menos del 1%), que es comparable con el indicador del año pasado y considerablemente más bajo que las tasas de 2023. OPEP pronostica una dinámica similar (alrededor de +1,3 millones de barriles por día). Las razones del crecimiento moderado son la desaceleración de la economía mundial (especialmente la reducción de las tasas de PIB en China y otros grandes consumidores) y las medidas de ahorro energético. Los altos precios de años anteriores han estimulado un aumento en la eficiencia y la transición a fuentes alternativas, lo que también limita el apetito del mercado.
Geopolítica y finanzas: los eventos geopolíticos continúan creando un contexto para las fluctuaciones de precios, pero su impacto está mitigado por el exceso de oferta. Este invierno, la situación en el Medio Oriente se ha intensificado: las amenazas de conflicto militar alrededor de Irán provocaron un aumento temporal en los precios, y a principios de enero, cambios políticos inesperados en Venezuela llevaron a una suspensión temporal de las exportaciones desde ese país. Además, se han reportado interrupciones en varias regiones, como ataques de drones y problemas técnicos que redujeron la producción en Kazajistán. Sin embargo, el mercado global ha reaccionado a estos eventos con relativa calma: los inventarios excedentes y la capacidad ociosa de otros productores han permitido compensar las pérdidas locales. Un factor adicional estabilizador es la expectativa de un relajamiento de la política monetaria en EE.UU. y Europa en caso de un mayor enfriamiento de la economía, lo que apoya el optimismo de los inversores y reduce la presión del fuerte dólar sobre las materias primas. Al mismo tiempo, la confrontación de sanciones entre Rusia y Occidente sigue sin resolverse: a pesar del optimismo cauteloso en torno a una posible resolución pacífica en Ucrania, las restricciones vigentes sobre el petróleo ruso y productos derivados permanecen. El petróleo ruso Urals aún se vende con un gran descuento (alrededor de ~$40 por barril, significativamente por debajo de las cotizaciones de Brent), reflejando las limitaciones de exportación y los techos de precios. En general, gracias a la combinación de factores, los precios del petróleo se mantienen en un rango estrecho, y el mercado requiere un impulso claro, ya sea en forma de una reducción significativa de la producción o un aumento notable de la demanda, para salir de esta situación de equilibrio.

Mercado europeo del gas: heladas reducen inventarios y causan volatilidad en los precios

En el sector del gas de Europa, el inicio de 2026 se ha caracterizado por un drástico cambio de humor, pasando de la abundancia de combustible a la lucha contra los efectos del frío. La Unión Europea entró en invierno con reservas de gas en almacenes subterráneos (PCH) sin precedentes, que a principios de enero estaban llenas en más del 90%, lo que anteriormente había permitido que los precios de bolsa cayeran a los niveles más bajos de año (el costo del gas en el hub TTF bajó brevemente a ~$330 por 1.000 m³, o alrededor de €28 por MWh). Sin embargo, el prolongado frío que afectó gran parte de Europa en enero aumentó drásticamente la demanda de energía. La extracción de gas de los almacenes alcanzó volúmenes récord; para el 21 de enero, las reservas se redujeron aproximadamente al 47% de su capacidad, lo que es considerablemente inferior a los niveles medios de años anteriores en esta fecha. Los precios del gas han subido: desde principios de mes, los precios del TTF se dispararon aproximadamente un 30%, aumentando de ~$34 (29 €) a ~$45 (≈39 €) por MWh. Este es el aumento de enero más pronunciado en los últimos cinco años, causado por una combinación de factores climáticos y la coyuntura global. Sin embargo, incluso con este salto, los precios europeos siguen estando varios puntos por debajo de los picos alcanzados durante la crisis del invierno 2021-2022, y las altas reservas en los almacenes todavía protegen a la región de una escasez. Analicemos las principales tendencias que afectan al mercado del gas:

Minimización de la importación rusa: los países de la UE casi han abandonado las importaciones de gas ruso a través de tuberías durante el año pasado. La participación de Rusia en la estructura de las importaciones europeas ha caído al 10-15% (frente a más del 40% antes de 2022). Los volúmenes que faltan se reemplazan con éxito por canales alternativos: se está utilizando al máximo la importación de gas natural licuado (GNL) de EE.UU., Qatar, países de África y el Medio Oriente. La puesta en funcionamiento de nuevos terminales de regasificación (en Alemania, Italia, los Países Bajos y otros países) ha ampliado las capacidades de infraestructura para recibir GNL. Como resultado, Europa ha diversificado las fuentes y ha podido acumular un gran colateral de gas antes del invierno sin depender de Gazprom.
Acuerdo EE.UU.-UE sobre GNL: el gran acuerdo a largo plazo entre Washington y Bruselas para el suministro de GNL estadounidense por un valor de hasta $750 mil millones en 2026-2028 se está implementando lentamente. Esto se debe en gran parte a la coyuntura del mercado: ante los bajos precios del pasado otoño, los importadores europeos compraron menos volúmenes de lo que se esperaba en los acuerdos. Así, durante el periodo de septiembre a diciembre de 2025, las entregas de gas desde EE.UU. a la UE se estiman en alrededor de $29.6 mil millones, quedando muy por detrás de los objetivos anuales declarados. El gas barato en el mercado spot ha reducido el incentivo económico para elegir volúmenes fijos a largo plazo. Ahora, con la recuperación de los precios este invierno, se puede esperar una activación de las entregas bajo contratos, ya que la necesidad de GNL estadounidense vuelve a aumentar, y los participantes del mercado están revisando su estrategia de compras para garantizar el llenado de los PCH para la próxima temporada de calefacción.
Factor climático: la situación actual ha demostrado que incluso las reservas récord no son suficientes en condiciones climáticas extremas. Un clima anómala y fría en varias regiones del hemisferio norte (Europa, América del Norte, partes de Asia) ha llevado a un aumento sincronizado en la demanda de gas, agotando rápidamente las reservas. Si el frío persiste, podrían surgir nuevos picos de precios; de hecho, los comerciantes ya han adoptado una postura "alcista", comprando activamente futuros de gas en anticipación de un mayor encarecimiento. Mientras tanto, la infraestructura de Europa opera a mayor capacidad: los operadores de gas aumentaron la extracción de PCH, y los proveedores de GNL están apresurando la redirección de sus buques a los terminales europeos, a pesar de la alta competencia con los consumidores asiáticos. Un factor adicional son las restricciones ambientales: estrictas normas de emisiones de CO₂ limitan las posibilidades de aumentar la producción interna de gas en varios países de la UE. Esto significa que, durante las heladas prolongadas, Europa se verá obligada a depender de importaciones y reservas previas, lo que aumenta la volatilidad del mercado.
Demanda en Asia: los países asiáticos también están experimentando un aumento invernal en el consumo de gas, compitiendo con Europa por GNL. China e India están aumentando activamente las compras de gas licuado para cubrir las necesidades máximas: las provincias del norte de China están experimentando una gran demanda de calefacción, y India está comprando lotes adicionales de gas para la electricidad. Al mismo tiempo, China continúa aumentando su propia producción de gas natural (en 2025, la producción de gas nacional creció aproximadamente un 6%, alcanzando nuevos volúmenes récord), aunque esto no es suficiente para satisfacer completamente la demanda interna, por lo que la República Popular China se mantiene como el mayor importador mundial de gas. India, por su parte, está aprovechando la situación en el mercado de sanciones y aumentando las compras de GNL ruso barato junto con petróleo, fortaleciendo su seguridad energética y apoyando indirectamente la demanda mundial. En general, el resurgimiento de la demanda en Asia este invierno agrava la carga sobre el mercado global de gas; sin embargo, gracias a las altas reservas en Europa y las rutas de suministro flexibles, se logra evitar una grave escasez.

Contexto Internacional: confrontación de sanciones y nuevos riesgos para la energía

Los factores geopolíticos continúan influyendo sustancialmente en la energía mundial. En las relaciones entre Rusia y Occidente se observa un frágil equilibrio: por un lado, a finales de 2025 comenzaron negociaciones cautelosas para resolver el conflicto en Ucrania, lo que generó optimismo sobre un posible levantamiento parcial de las sanciones. Como resultado, por ejemplo, la Unión Europea aún está posponiendo la imposición de nuevas medidas estrictas (un nuevo paquete de sanciones) en espera de avances diplomáticos. Se mantienen ciertos canales de diálogo, como las negociaciones sobre acuerdos de cereales e intercambio de prisioneros, señalando la intención de las partes de evitar una mayor escalada. Por otro lado, aún no hay avances significativos: las principales restricciones económicas contra el sector energético ruso siguen vigentes, y Washington y Bruselas subrayan su disposición a intensificar la presión si el progreso en la vía política se estanca. Los inversores están considerando estos riesgos: cualquier información sobre el avance de las negociaciones o posibles nuevas sanciones se refleja inmediatamente en los precios del petróleo y los contratos de gas, llevando al mercado a maniobrar entre la esperanza de un desenlace favorable y el temor a una intensificación de la confrontación.

Además de la dirección ruso-occidental, han surgido otros eventos geopolíticos que podrían afectar la energía. A principios de enero, estalló una crisis política en Venezuela: el presidente Nicolás Maduro fue destituido por disturbios internos con el apoyo indirecto de EE.UU. Esto llevó a una reducción temporal de las exportaciones de petróleo venezolano, ya que la infraestructura y los suministros se desorganizaron. Washington instó a las empresas internacionales a invertir en la recuperación de la industria petrolera de Venezuela, con la esperanza de un aumento futuro en la oferta global desde ese país, pero a corto plazo, el mercado recibió otro factor de incertidumbre. Paralelamente, se intensificó la tensión en el Medio Oriente: la retórica aguda y el intercambio de amenazas entre EE.UU. e Irán (en el contexto de las disputas sobre el programa nuclear de Teherán) suscitaron preocupaciones sobre posibles interrupciones en los suministros de petróleo desde la región del Golfo Pérsico. Aunque se logró evitar un conflicto militar directo, la producción en los campos del Medio Oriente continúa sin interrupciones significativas, pero la prima de riesgo en los precios ha aumentado ligeramente. Además, en varios países africanos se mantiene la inestabilidad, lo que podría afectar la producción de recursos energéticos (por ejemplo, los conflictos internos en Nigeria y Libia reducen periódicamente las exportaciones de petróleo). Así, la situación internacional a principios de 2026 se caracteriza por un alto nivel de incertidumbre. Hasta ahora, el mercado global de combustibles está suficientemente "diluido" con reservas excedentes para sobrellevar los choques individuales, pero una mayor escalada de conflictos o el fracaso de los esfuerzos diplomáticos podrían cambiar este equilibrio y dar lugar a nuevos saltos en los precios. Los participantes del mercado están vigilando de cerca las noticias del frente geopolítico, conscientes de que las decisiones políticas pueden reconfigurar rápidamente el equilibrio de poder en el mapa energético mundial.

Asia: aumento de la producción interna en China y sostenido importación de recursos energéticos en India

China: la mayor economía de Asia está aumentando con confianza su producción interna de hidrocarburos, estableciendo nuevos récords. Al finalizar 2025, la producción de petróleo en la República Popular superó los 4,3 millones de barriles por día, y el volumen anual de producción de gas alcanzó un máximo histórico (un crecimiento de aproximadamente el +6% respecto al año anterior). Pekín está invirtiendo activamente en la expansión de las capacidades de refinería (refinerías) y el desarrollo de la energía eléctrica, incluyendo la construcción de nuevas centrales térmicas y proyectos de energía renovable, con el objetivo de reducir la dependencia de las importaciones. Al mismo tiempo, el gobierno está invirtiendo en la exploración de nuevos yacimientos y en tecnologías de aumento del rendimiento de petróleo, para garantizar la seguridad energética a largo plazo. La desaceleración del crecimiento económico en China observada en 2025 solo resultó en un crecimiento moderado de la demanda interna de energía. Sin embargo, China sigue siendo el mayor importador mundial de petróleo y gas, continuando la compra de volúmenes considerables de materias primas en el extranjero para satisfacer sus necesidades masivas.
India: el segundo país más poblado del mundo mantiene su enfoque en garantizar que su economía cuente con un suministro accesible de recursos energéticos, balanceándose entre la presión externa y los intereses nacionales. A pesar de los llamados de EE.UU. para reducir la cooperación con Rusia y las restricciones impuestas por países occidentales, las refinerías indias continúan comprando activamente petróleo ruso. En diciembre de 2025, las entregas de petróleo de Rusia a India se estimaron en más de 1,2 millones de barriles por día (después de record de aproximadamente 1,77 millones en noviembre, cuando las refinerías indias se apresuraron a obtener materias primas baratas antes de que entraran en vigor nuevas sanciones). De este modo, Rusia se ha consolidado como un proveedor clave del mercado indio, suministrando materia prima con un descuento significativo. El Primer Ministro Narendra Modi, a finales de año, llevó a cabo negociaciones con el Presidente Vladimir Putin, reafirmando el compromiso de una asociación energética a largo plazo entre los países. Al mismo tiempo, India está buscando desarrollar su propia producción: se están implementando programas nacionales para explorar yacimientos de petróleo y gas en aguas profundas, y aumentando la producción de carbón para las necesidades energéticas. Sin embargo, el crecimiento de la producción interna no avanza lo suficientemente rápido como para cubrir toda la creciente demanda, por lo que Nueva Delhi seguirá dependiendo de las importaciones, utilizando oportunidades favorables en el mercado global (incluidas las compras de recursos energéticos baratos de proveedores bajo sanciones) para satisfacer las necesidades de su economía.
Sudeste Asiático: Los países de esta región, cuya economía necesita energía eléctrica barata para el crecimiento industrial, continúan apostando por recursos energéticos tradicionales, principalmente carbón. A pesar de las tendencias ambientales globales, en 2025 se vio una mayor expansión de la generación de carbón en el SEAC. En Indonesia, Vietnam, Filipinas y otros estados se están poniendo en funcionamiento nuevas plantas de energía de carbón capaces de satisfacer la creciente demanda de electricidad. Los gobiernos de estos países destacan que la alta necesidad de energía barata y confiable aún no permite una reducción total del carbón, incluso con programas en desarrollo para energías renovables. Al mismo tiempo, se está modernizando la infraestructura y discutiendo planes para "ecologizar" la energía en el futuro, pero en los próximos años, el carbón seguirá ocupando un papel clave en el balance energético de la región. Además del carbón, los estados del SEAC también están aumentando las importaciones de GNL para diversificar los fuentes de energía (por ejemplo, Tailandia y Bangladés están construyendo activamente terminales de GNL). Así, el continente asiático en su totalidad combina el crecimiento de su propia producción con un aumento en las importaciones, continuando siendo el principal impulsor de la demanda mundial de recursos energéticos tradicionales.

Energías renovables: récord mundial de inversiones e integración en sistemas energéticos

La transición energética global continúa ganando impulso, estableciendo nuevos hitos. Al cierre de 2025, el mundo instaló una cantidad récord de capacidades de energía renovable: aproximadamente 750 GW de nuevas instalaciones (suma en generación solar, eólica y otras "verdes"). Las inversiones en energía limpia alcanzaron un máximo histórico, superando los $2 billones en un año, lo que demuestra el interés incesante de los estados y las empresas en este sector. Nuevas plantas de energía solar (SES) y parques eólicos (VES) proporcionan una porción cada vez más significativa de la generación eléctrica en varios países. Por ejemplo, según datos preliminares, en la Unión Europea en 2025, la generación total de energía solar y eólica superó por primera vez la producción de electricidad en plantas de energía de carbón, consolidando el giro que comenzó después de la crisis de 2022-2023. Tendencias similares se observan en otras regiones: en EE.UU., las energías renovables produjeron más del 30% de la electricidad a principios de 2025, y en China, la introducción anual de nuevas capacidades de VIE estableció otro récord. Al mismo tiempo, la adopción masiva de energía "verde" plantea una serie de desafíos prácticos para los sistemas energéticos, que se manifestaron en el año anterior. Las características clave de la actual fase de transición energética son:

Necesidad de reservas y soluciones híbridas: a pesar del fuerte crecimiento de la participación de VIE, las fuentes tradicionales — carbón, gas y energía nuclear — siguen siendo elementos necesarios del equilibrio energético para garantizar la estabilidad. Según estimaciones de expertos, el consumo energético global en 2025 aún se cubrió aproximadamente en un 80% con combustibles fósiles. El problema de la variabilidad de las fuentes renovables (cuando el sol no brilla de noche y el viento se calma) obliga a los países a mantener capacidades de reserva. En períodos de alta carga o condiciones climáticas desfavorables, los sistemas energéticos aún dependen de plantas de energía a gas e incluso de carbón para evitar apagones. Durante el invierno pasado, varios países europeos aumentaron temporalmente la producción en plantas de energía de carbón en horas en que había escasez de energía eólica, lo que resalta el papel de las estaciones "clásicas" como un buffer de seguridad. Para aumentar la fiabilidad, muchos estados están invirtiendo en sistemas de acumulación de energía — baterías industriales, estaciones hidroeléctricas de almacenamiento — y desarrollando redes inteligentes que pueden gestionar la carga de manera flexible. Todas estas medidas están destinadas a mejorar la resiliencia del suministro energético a medida que aumenta la proporción de VIE.
Diferencias regionales: los líderes en la adopción de tecnologías renovables siguen siendo los países desarrollados de Occidente y China. En la UE y EE.UU. se han implementado importantes programas de incentivos: subsidios y deducciones fiscales para acelerar la construcción de VIE y la localización de la producción de equipos (por ejemplo, la ley IRA de EE.UU. y las iniciativas europeas de financiamiento climático). Al mismo tiempo, los países occidentales no renuncian a los mecanismos de seguridad: se mantienen reservas estratégicas de petróleo y gas para su uso en situaciones de emergencia. China sigue su propio camino, combinando el desarrollo de energía renovable con el aumento de la capacidad base de generación tradicional: paralelamente a la instalación de miles de megavatios de paneles solares y turbinas eólicas, Pekín está construyendo nuevas plantas hidroeléctricas y nucleares. Este enfoque permite a China equilibrar su sistema energético y satisfacer la creciente demanda sin depender exclusivamente de fuentes variables. En los países en desarrollo, la velocidad de transición es más contenida: las limitadas oportunidades de inversión y la necesidad de energía barata los obligan a utilizar combustibles fósiles por más tiempo, aunque también allí aparecen los primeros grandes proyectos de VIE con el apoyo de organizaciones internacionales.
Influencia en el mercado eléctrico: el rápido crecimiento de la generación a partir de VIE ya está alterando la estructura de los mercados. En ciertas horas, cuando la producción solar y eólica es máxima, se observa un exceso de electricidad, lo que lleva a la caída de los precios mayoristas hasta valores negativos. Se han registrado episodios similares en 2025 en Europa (por ejemplo, en Alemania en días primaverales con mucho viento) y en algunas provincias de China. La energía barata o "gratuita" en las horas pico estimula a consumidores y empresas a cambiar a horarios de consumo flexibles, y a los operadores a desarrollar infraestructura de almacenamiento (baterías, tecnologías de hidrógeno) para conservar energía excesiva. Además, con el objetivo de una descarbonización gradual de la economía, se expande el mercado de permisos y impuestos de carbono, instando a las empresas a reducir las emisiones e invertir en tecnologías limpias. En general, los resultados del año pasado confirman la resiliencia de la tendencia hacia la transición energética: la participación de fuentes renovables en el suministro energético global sigue creciendo. Los expertos pronostican que, para 2026-2027, la generación total por VIE podría superar por primera vez la producción de electricidad a partir de carbón a nivel global. Sin embargo, en los próximos años, seguirá siendo necesaria la tarea de mantener el equilibrio entre las tecnologías "verdes" y los recursos tradicionales, para que los sistemas energéticos operen de manera confiable bajo cualquier escenario.

Mercado del carbón: demanda estable y curso hacia la "ecologización" gradual

A pesar de los esfuerzos por reducir las emisiones, el carbón en 2025 volvió a demostrar una resistencia en la demanda, especialmente en Asia. El consumo mundial de carbón alcanzó niveles récord, aproximadamente 8.8 mil millones de toneladas al año, lo que representa un aumento de ~0.5% en comparación con 2024. Esta dinámica refleja un equilibrio complejo entre los países desarrollados, que están reduciendo el uso del carbón, y las economías en desarrollo, que están aumentando su quema para apoyar el crecimiento. El principal aumento en la demanda provino de la región asiática, mientras que en Europa y América del Norte el consumo, por el contrario, disminuyó. La situación en el mercado del carbón ahora se caracteriza por los siguientes puntos:

China e India: las dos economías en desarrollo más grandes continúan utilizando carbón de manera activa para la generación de electricidad y producción de acero. En China, a pesar del cierre de algunas minas de carbón obsoletas y la declaración de un objetivo de alcanzar el pico de emisiones para finales de la década, se están poniendo en funcionamiento nuevas plantas de energía de carbón modernas — la capacidad total de los bloques puestas en marcha o en construcción supera los 50 GW. India también está expandiendo aceleradamente la generación de carbón, con el objetivo de satisfacer la creciente demanda energética de la industria y la población. Los gobiernos de ambos países enfatizan que el carbón seguirá siendo la fuente de energía más importante para sus economías en los próximos años, aunque paralelamente se implementan programas de desarrollo de energía renovable y mejora de la eficiencia de las plantas de energía de carbón (por ejemplo, la implementación de tecnologías para limpiar las emisiones).
Exportadores y precios: los principales proveedores mundiales de carbón — Indonesia, Australia, Rusia, Sudáfrica — en 2025 mantuvieron altos niveles de producción y exportación, satisfaciendo la demanda de los compradores asiáticos. Después de un aumento dramático de precios en 2022-2023, el mercado mundial de carbón se ha estabilizado: las cotizaciones del carbón energético (marcador Newcastle) se mantienen en un rango de $120-140 por tonelada, lo que está significativamente por debajo de los picos de hace dos años, pero sigue garantizando rentabilidad en la extracción y el comercio. Las reservas de carbón en los terminales de los principales importadores (en China, India, Japón) se encuentran en niveles cómodos, lo que previene saltos de precios incluso ante interrupciones temporales. Por ejemplo, el paso de la temporada de lluvias en Indonesia o dificultades logísticas en Australia ya no conducen a un aumento de precios por pánico, como ocurrió durante la crisis, gracias a las reservas creadas y las rutas de suministro diversificadas.
Política de países desarrollados: en EE.UU., los países de la Unión Europea y el Reino Unido, continúa la tendencia hacia la eliminación gradual de la generación de energía a partir de carbón. En 2025, la participación del carbón en la generación de electricidad en Occidente disminuyó a tasas de dos dígitos: se están retirando aceleradamente de la operación las plantas más antiguas, y nuevos proyectos se bloquean debido a normativas ambientales y a la falta de viabilidad económica (la energía renovable y el gas son a menudo más baratos). La Comisión Europea y los gobiernos están introduciendo límites cada vez más estrictos a las emisiones de CO₂, lo que hace que el mantenimiento de las capacidades de carbón sea costoso. Como resultado, el consumo de carbón en la energía en Europa ha disminuido a niveles mínimos en varias décadas. En EE.UU., una tendencia similar se observa: varios estados han anunciado planes para el cierre total de plantas de energía de carbón para la década de 2030. Sin embargo, el efecto global de estas medidas se ve mitigado por el aumento en Asia: la disminución de la demanda en Occidente se compensa con un aumento en la quema de carbón en los países en desarrollo. Así, el consumo mundial de carbón se mantiene cerca de niveles récord, aunque ya son visibles los primeros pasos hacia su reducción a largo plazo. En perspectiva, a medida que las VIE se vuelven más económicas y se perfeccionan los sistemas de acumulación de energía, se espera que la dependencia de la economía mundial del carbón disminuya, pero el periodo de transición se extenderá por más de un año.

Mercado ruso de productos petroleros: extensión de medidas para estabilizar los precios del combustible

En el mercado interno de productos petroleros de Rusia, a principios de 2026 se mantiene una situación relativamente tranquila, alcanzada gracias a la intervención gubernamental en la segunda mitad del año pasado. Tras el aumento de precios en gasolina y diésel el verano pasado, las autoridades implementaron un conjunto de medidas urgentes que siguen vigentes en la actualidad. Estos pasos han permitido saturar el mercado interno de combustible, reducir los precios mayoristas y prevenir escasez en la temporada de alta demanda. Las medidas clave y su desarrollo son:

Restricción de la exportación de combustible: el gobierno ha prorrogado la prohibición (y el cupo) de exportación de gasolina y diésel, introducida en otoño de 2025, por tiempo indefinido hasta la estabilización del mercado. A la mayoría de las empresas petroleras aún se les prohíbe exportar combustible al extranjero, excepto para suministros bajo acuerdos intergubernamentales y contratos para países aliados. Gracias a esto, grandes volúmenes de gasolina y diésel han sido redirigidos hacia el mercado interno, aumentando la oferta en las estaciones de servicio y las bases mayoristas. Como resultado, los precios mayoristas del combustible, que en septiembre alcanzaron valores máximos, han bajado y se mantienen notablemente por debajo de esos picos.
Ajuste del mecanismo de amortiguación: desde el 1 de octubre de 2025, se modificó temporalmente la fórmula para el cálculo del amortiguador de combustible (pago compensatorio a los productores por la venta de combustible en el país). Hasta la primavera de 2026, el gobierno decidió no incluir el "desviación del precio base" al calcular el amortiguador para gasolina y diésel, aumentando efectivamente los pagos a las refinerías. Esta medida ha elevado el interés económico de las refinerías por suministrar el mercado interno y ha contribuidor a la reducción de los precios de cotización. Por ejemplo, según datos de la Bolsa Internacional de Materias Primas de San Petersburgo, el precio mayorista de la gasolina AI-95 a mediados de enero de 2026 era aproximadamente un 8-10% inferior a los picos de septiembre de 2025. Así, los mecanismos financieros han dado resultado: los productores reciben compensaciones por la falta de ingresos por las exportaciones, y los consumidores logran precios más estables en las estaciones de servicio.
Situación actual y perspectivas: a principios de 2026, el mercado interno de combustibles de la Federación Rusa se encuentra en un estado equilibrado. Los precios mayoristas de gasolina y diésel son estables o continúan disminuyendo ligeramente. Las reservas de productos petroleros en las redes de distribución y los tanques son suficientes para cubrir la demanda durante los meses de invierno, sin que se observen interrupciones de suministro significativas. El gobierno declara que la situación está bajo control: se monitorean en conjunto con las empresas los indicadores de producción, exportación y precios en el mercado mundial. Ante un fuerte aumento de los precios mundiales del petróleo (lo que podría provocar un nuevo flujo de combustible hacia la exportación) las autoridades están preparadas para introducir restricciones adicionales o aranceles rápidamente para mantener los precios internos estables. Al mismo tiempo, se están considerando opciones para eliminar gradualmente las restricciones, siempre que el mercado se estabilice y se sature finalmente — posiblemente, en forma de una eliminación progresiva de la prohibición de exportación para ciertas compañías con la obligación de garantizar las ventas internas. Por ahora, el régimen de gestión manual sigue en pie. Para los inversionistas y participantes del sector, estas medidas significan previsibilidad en la dinámica de precios en el mercado interno, aunque limitan las oportunidades de exportación de las empresas. En general, la combinación de restricciones administrativas y subsidios ha permitido superar el periodo otoñal e invernal sin una crisis de combustibles, y Rusia muestra disposición a seguir aplicando palancas no monetarias para mantener la estabilidad de los precios de gasolina y diésel en el país.