Noticias actuales sobre petróleo, gas y energía para el miércoles 25 de febrero de 2026: petróleo Brent cerca de sus máximos, decisiones de OPEP+, mercado de gas y GNL en Europa, productos petroleros y refinerías, electricidad y energías renovables. Resumen global para inversores y participantes del mercado de energía.
El mercado petrolero se mantiene en un estado de alta sensibilidad a las noticias: el Brent se mantiene cerca de $72 por barril (WTI alrededor de $67), lo que corresponde a los máximos de los últimos meses. El principal impulsor es la expectativa de una nueva ronda de negociaciones entre EE. UU. e Irán en Ginebra y el riesgo asociado de deterioro en la seguridad de la navegación en el estrecho de Ormuz. En el precio del petróleo se vuelve a notar una prima geopolítica, que se manifiesta no solo en los futuros, sino también en el costo de transporte.
Sin embargo, el panorama fundamental para 2026 sigue siendo moderadamente superávit: las proyecciones indican que el crecimiento de la oferta mundial superará al de la demanda, y en 2025 se observó una acumulación masiva de inventarios, incluyendo el aumento del "petróleo en el agua" y la proporción de flujos sancionados. Esto no elimina el rally en la geopolítica, pero aumenta la probabilidad de que el mercado "compre titulares", sin pasar a un déficit sostenido sin interrupciones reales en la producción y exportación.
- OPEP+: en marzo se mantiene una pausa en el aumento de la producción; el enfoque está en la reunión del 1 de marzo y la probabilidad de un cauteloso restablecimiento del aumento de las cuotas a partir de abril.
- Demanda: la incertidumbre se agrava por nuevas barreras comerciales de EE. UU. y su impacto en el ritmo de la industria y el transporte mundial.
- Riesgos a corto plazo: el clima invernal, reparaciones de emergencia y restricciones de exportación en algunos países proveedores.
Fletamento y logística: las tarifas de los tanqueros se convierten en un factor de riesgo independiente
El mercado de logística marítima se ha convertido en un "frente secundario" para el petróleo. Las tarifas para el transporte de petróleo del Medio Oriente a Asia han alcanzado máximos de varios años debido a una combinación de aumento de exportaciones desde el Golfo Pérsico y el riesgo geopolítico entre EE. UU. e Irán. La escasez de tonelaje "limpio" disponible se ve agravada por las sanciones y la expansión del segmento de flota envejecida, que atiende a los flujos sancionados, disminuyendo la oferta de buques en un mercado transparente.
La consecuencia práctica para las empresas de petróleo y gas y para los comerciantes es la revisión de la economía de los arbitrajes: un fletamento y seguros costosos pueden cerrar los envíos de crudo y productos petroleros incluso donde los diferenciales de bolsa parecen atractivos. Como resultado, parte de la volatilidad se desplaza de la curva "paper" a los diferenciales físicos y a las primas sobre la base en las principales rutas desde el Medio Oriente hacia Asia.
Productos petroleros y refinerías: fuerte demanda invernal al inicio de las reparaciones estacionales
El segmento de productos petroleros a finales del invierno es tradicionalmente sensible al clima y a los riesgos tecnológicos. En EE. UU., los últimos datos semanales indican reducciones significativas en los inventarios de crudo, gasolina y destilados en medio de una alta carga de las refinerías (aproximadamente 91%) y un aumento en el consumo, lo que respalda a los productos petroleros y reduce la probabilidad de una caída brusca de precios en condiciones iguales. Al mismo tiempo, la temporada de reparaciones obliga al mercado a seguir de cerca cualquier parada no planificada en grandes refinerías.
Para Europa, la incertidumbre sancionadora en torno a ciertos activos de refinación y logística de materias primas sigue siendo una prueba de estrés adicional: las restricciones de financiamiento, seguro y contratos a largo plazo pueden rápidamente transformarse en desequilibrios locales de gasolina, diésel y queroseno. Para los comerciantes mundiales, esto significa un aumento en el papel de las primas regionales y la calidad del producto, y para las compañías de combustible, la necesidad de mantener cadenas de suministro más flexibles.
- Diésel y destilados: en invierno, este segmento a menudo establece el "nervio" del mercado de productos petroleros.
- Refinerías y reparaciones: los cronogramas de mantenimiento se convierten en un factor de precio no menos importante que las cotizaciones del petróleo.
- Logística de combustible: las restricciones financieras y de seguros están influyendo cada vez más en la disponibilidad de suministros, junto con las capacidades físicas.
Gas y GNL: Europa recibe volúmenes récord, pero los almacenes están a un tercio
El mercado europeo de gas natural finaliza el invierno con una alta proporción de GNL en su balance. Febrero se dirige hacia un récord en las llegadas de GNL a Europa: los principales volúmenes provienen de EE. UU., y el GNL ruso sigue siendo una fuente notable. El principal problema se traslada a la temporada de inyección: los almacenes subterráneos para finales de febrero están estimados en aproximadamente un nivel de un tercio de llenado, por debajo de la norma estacional, lo que aumenta la sensibilidad de los precios europeos al clima y al spot asiático.
Estructuralmente, el mercado está respaldado por el crecimiento de la oferta global de GNL: se espera una aceleración en la entrada de nuevas capacidades y un aumento de la producción/exportación mundial, principalmente gracias a América del Norte, y en una perspectiva más larga, también crecerán las capacidades en el Medio Oriente. Pero el "interruptor" sigue siendo Asia: el regreso de China y grandes compradores al spot puede rápidamente desviar lotes marginales y elevar la volatilidad europea. En EE. UU., el perfil invernal se confirma con retiradas semanales significativas de gas de los almacenes, lo que mantiene la atención tanto en Henry Hub como en el balance de exportación de GNL.
Oleoductos y sanciones: Druzhba, Europa Central y la decisión de la UE de "incorporar" la renuncia al petróleo ruso
Los riesgos de tránsito siguen siendo uno de los impulsores de volatilidad más subestimados. El oleoducto Druzhba, en medio de daños y retrasos en la restauración del tránsito, se ha convertido en una fuente de presión política: Hungría y Eslovaquia ligan abiertamente el apoyo a Ucrania con la reanudación de los suministros, movilizando reservas estratégicas y revisando su papel en el aseguramiento del sistema energético ucraniano.
Paralelamente, la Unión Europea está preparando un mecanismo legal que consolidará la completa renuncia a la importación de petróleo ruso para finales de 2027 y lo hará resistente a posibles cambios en el régimen de sanciones. Para el comercio mundial de petróleo, esto significa una competencia más dura por los barriles "no rusos" en el horizonte de 2026-2027, un aumento en la importancia de las rutas alternativas (Medio Oriente, Mar del Norte, África, EE. UU., América Latina) y el mantenimiento de descuentos/primas según el estatus de sanciones de los suministros.
En el Reino Unido, se ha anunciado el paquete de sanciones más grande desde 2022, afectando la infraestructura y elementos de la logística "sombría". Estas decisiones suelen tener efectos secundarios a través de seguros, financiamiento, disponibilidad de flotas y servicios, lo que significa que pueden influir simultáneamente en el petróleo, los productos petroleros y el costo de entrega.
Electricidad, energías renovables y redes: aumento de la cuota de energía eólica y solar ante "huecos climáticos"
El sector eléctrico europeo sigue avanzando en la transición energética: en 2025, la energía eólica y solar superó por primera vez la generación a base de combustibles fósiles en términos de producción, y las fuentes de bajo carbono (energías renovables y nuclear) forman la mayor parte del balance. Pero la eficiencia de esta estructura depende cada vez más de las redes, los acumuladores y la flexibilidad de la demanda: la falta de capacidad de transmisión conduce a limitaciones forzadas en la generación de energías renovables, y en períodos de viento débil aumenta la necesidad de generación con gas y carbón —y, como consecuencia, de combustible y cuotas de carbono.
Un nivel de riesgo adicional es el clima. Alemania, el mayor productor de energía eólica en Europa, se enfrenta a un prolongado período de viento débil; las proyecciones indican una probabilidad de generación por debajo de la norma en el primer trimestre de 2026. En la práctica, esto significa una mayor volatilidad intra-diaria en el mercado de electricidad y una demanda más sensible de gas, carbón y potencia de equilibrio. La Comisión Europea está discutiendo medidas que deberían acelerar las inversiones en redes y eficiencia energética, incluidos mecanismos para movilizar capital privado en proyectos de infraestructura.
Lo que es importante para los inversores y participantes del mercado de energía el 25 de febrero
Mañana, el mercado recalculará la prima de riesgo en tiempo real. Para las empresas de petróleo, gas, refinerías, energía y comercio, este es un día en el que "pequeñas" señales (declaraciones, plazos de reparaciones, pronósticos de clima) pueden cambiar el dinero en los diferenciales y la logística.
- EE. UU.–Irán: cualquier indicio de desescalada/escalada impacta en Brent, en el fletamento y en las primas de seguro en el Golfo Pérsico.
- Druzhba y UE: el estatus del tránsito y las decisiones de Europa Central determinarán las primas regionales sobre materias primas y combustibles.
- Gas y GNL: la velocidad de los suministros a Europa y la disposición de Asia a pagar primas spot son clave para la volatilidad de TTF.
- Productos petroleros y refinerías: en la temporada de reparaciones, cualquier fallo se refleja rápidamente en diésel, gasolina y queroseno.
- Electricidad: el pronóstico del viento y la temperatura sigue siendo el mejor indicador rápido de la demanda de gas y carbón en la generación.
