Noticias actuales del sector energético y de los recursos naturales al 16 de febrero de 2026: dinámica de precios del petróleo y gas, mercado de GNL, situación en el sector eléctrico, energías renovables, carbón y productos petroleros. Análisis para inversores y participantes del mercado energético mundial.
Petróleo: negociaciones EEUU-Irán y cambio clave de OPEC+
Al 16.02.2026, el Brent se sitúa en aproximadamente $67,72 por barril, mientras que el WTI ronda los $62,86. Durante la semana pasada, el Brent ha disminuido en alrededor del 0,5%, y el WTI ha caído aproximadamente un 1%: el mercado reaccionó a las señales de un posible acuerdo entre EEUU e Irán, pero no logró "eliminar" completamente la prima debido a los riesgos de ruptura de las negociaciones y factores de oferta. En Estados Unidos, no hay precio referencial de WTI hoy debido al día festivo, lo que reduce la utilidad de los movimientos diarios en la parte estadounidense de la curva.
El enfoque a medio plazo se desplaza hacia OPEC+: Fuentes informan que varios miembros están inclinados a aumentar las cuotas a partir de abril; la reunión clave de ocho países está programada para el 1 de marzo. En el horizonte "primavera-verano", esto aumenta la importancia de los diferenciales (mes en curso/contratos a largo plazo) y las diferencias entre tipos de petróleo, especialmente en momentos de liquidez ajustada. Las estimaciones fundamentales también son desiguales: la Agencia Internacional de Energía, en su informe de febrero, prevé un crecimiento más moderado de la demanda y un notable aumento de las reservas, lo que limita el potencial de crecimiento sin nuevas interrupciones en el suministro.Sanciones y logística: costo de servicios marítimos como factor de mercado
La UE ha propuesto una prohibición más amplia de los servicios que apoyan la exportación marítima de petróleo ruso. Si este paquete se aprueba, podría reemplazar el mecanismo del precio tope y aumentar el costo de seguros, fletes y cumplimiento a lo largo de la cadena de suministro. Como resultado, se refuerza el papel de la flota "sombra" y aumenta la prima por logística transparente, especialmente en las rutas Rusia→Asia y en el segmento de productos petroleros, donde la trazabilidad de la materia prima se ha convertido en una condición comercial para acceder al mercado de la UE.
En cuanto al gas, el marco sancionador se vuelve "largo": la UE ha aprobado un calendario obligatorio para cesar las importaciones de GNL ruso para finales de 2026 y de gas por tubería para otoño de 2027, con escasas posibilidades de retrasar el calendario si hay problemas con el llenado de almacenamiento de gas. Esto aumenta el valor de los contratos a largo plazo de GNL, de las capacidades de regasificación y de la flexibilidad del portafolio para los compradores y proveedores europeos.Gas: TTF para Europa, Henry Hub para EE. UU., GNL para Asia
El gas europeo (TTF) se mantiene cerca de los bajos 30 €/MWh (los últimos valores disponibles son alrededor de €32/MWh). El mercado está evaluando anticipadamente la complejidad de la temporada de almacenamiento en las instalaciones al alejarse estructuralmente de los volúmenes rusos: las noticias sobre la flota de GNL, rutas y regulación se convierten rápidamente en primas para los hubs y en un aumento del costo de la "flexibilidad".
En EE. UU., el Henry Hub, tras los extremos de enero, ha regresado a un rango de aproximadamente $3–$3,5/MMBtu en los futuros más cercanos, pero la previsión de la EIA aún sugiere un precio medio más alto en 2026 (alrededor de $4,3/MMBtu). En Asia, el referente de precios del GNL (JKM) para los contratos de primavera se sitúa en torno a $10–$11/MMBtu: el mercado espera una ola de nueva capacidad en 2026 y una recuperación de las importaciones chinas, aunque no necesariamente hasta los niveles de 2024.
Energía eléctrica y redes: la industria de la UE presiona a los reguladores
En la UE, los líderes de los países de Europa Central están solicitando una reducción de los precios de la electricidad como condición para la competitividad industrial, destacando el papel del caro gas y los costos de la regulación de carbono del ETS. Al mismo tiempo, se están discutiendo opciones para ajustar el sistema de cuotas gratuitas y la trayectoria del ETS2, lo cual es importante para los mercados de electricidad, metales y química.
Las restricciones en las redes se están convirtiendo en un "cuello de botella" clave en la transición energética. Francia está promoviendo la idea de un único mercado energético y una red europea integrada, mientras que los reguladores del Reino Unido y Francia han detenido la aprobación de un nuevo interconector, señalando una disputa sobre la distribución de costos e ingresos. En términos de inversión, esto significa que la parte de los costos sistémicos (redes, balanceo, conexión) en la factura de electricidad está aumentando y puede dominar sobre el precio mayorista neto.
Energías renovables: subastas aceleran la introducción, mientras que las cadenas de suministro se encarecen
La subasta británica de Contracts for Difference ha confirmado la magnitud de la demanda de energías renovables: se han seleccionado proyectos por un total de 6,2 GW (de los cuales 4,9 GW son de generación solar), y la capacidad total de la ronda se estima en aproximadamente 14,7 GW. Para el mercado, también son importantes los niveles de precios de strike (con precios de 2024): la generación solar y eólica terrestre siguen siendo competitivas frente a las nuevas plantas de gas en términos de precio contractual.
En el norte de Europa, se mantiene la apuesta por la energía eólica offshore y la infraestructura compartida. Para un inversor en energías renovables, esto desplaza el enfoque de la "generación limpia" hacia redes, almacenamiento, servicios de flota y equipos, es decir, hacia segmentos donde la escasez de capacidades y los retrasos en las entregas se manifiestan con mayor frecuencia en el ciclo de inversión.
Carbón: cambio estructural en el comercio frente al aumento de la producción interna
A pesar de la demanda global récord en 2025, las importaciones marítimas de carbón en Asia han disminuido: el mercado está siendo cada vez más definido por China y la India, que están aumentando su producción interna y al mismo tiempo están incrementando la participación de las energías renovables en la generación. Se espera que China aumente su producción a 4,86 mil millones de toneladas en 2026 (el crecimiento más lento en una década) y pronostica una disminución en las importaciones ante los riesgos de suministro desde Indonesia. El rango de precios del carbón energético a mediados de febrero se mantiene alrededor de $110–$120/t, apoyando las ofertas de los exportadores y manteniendo la competitividad del carbón frente al GNL en las zonas costeras de Asia.
Productos petroleros y refinerías: incidentes en Rusia y reestructuración de flujos de diesel
El mercado de productos petroleros (diesel/gasóleo, gasolina, fuelóleo) sigue siendo vulnerable a fallas en las refinerías y a la logística sancionada. En la refinería de Volgogrado, tras un ataque de drones, se detuvo la producción: el daño a una instalación clave aumenta el riesgo de primas a corto plazo en las cadenas regionales. En Europa, las sanciones están cambiando los modelos operativos: TotalEnergies ha asumido la gestión operacional completa de la refinería Zeeland en los Países Bajos, suministrando materia prima y adquiriendo toda la producción, mientras mantiene una participación en el capital de un accionista ruso.
Tras la prohibición de la UE sobre las importaciones de combustible producido a partir del petróleo ruso, los flujos de diesel se están redistribuyendo: los suministros indios se están moviendo hacia África Occidental, mientras que Europa está aumentando las importaciones desde Estados Unidos y países de Oriente Medio. Esto hace que los productos petroleros sean más sensibles al flete y cumplimiento que al propio precio del petróleo, y aumenta el valor de las refinerías "flexibles" con acceso a diferentes tipos de materias primas.
Pronóstico para el martes, 17 de febrero de 2026
- Petróleo: el riesgo clave son las noticias desde Ginebra (EEUU-Irán) y las expectativas de OPEC+ antes del 01.03.2026; el escenario base prevé que el Brent se mantenga en un rango alto de $60 con la prima de riesgo.
- Gas: para Europa — el clima y la velocidad de la transición a la temporada de almacenamiento; para EE.UU. — pronósticos de temperatura y expectativas de informes de la EIA; para Asia — el spread JKM/TTF y la disponibilidad de flota de GNL.
- Energía eléctrica: señales políticas sobre el ETS y las inversiones en redes en la UE, así como regulaciones sobre interconectores y tarifas en el Reino Unido.
Bloque analítico breve: recomendaciones
- Inversores: preferir negocios con flujos de efectivo diversificados (majors integrados, portafolios de gas/GNL, redes), ya que la volatilidad en 2026 a menudo surge de la logística y la regulación.
- Comerciantes: centrarse en spreads y primas (petróleo/productos petroleros/fletes), no solo en la "dirección"; ahí es donde se genera el arbitraje en medio de las sanciones.
- Refinerías: asegurar con anticipación las primas de productos y garantizar una logística alternativa para materias primas y despachos, ya que los incidentes tienden a afectar más a la gasolina y al diesel que al petróleo crudo.
- Energías renovables y sector eléctrico: evaluar proyectos considerando los costos de red, conexión y balanceo; son precisamente los costos sistémicos los que están bajo presión política en la UE.
