Resumen de noticias del complejo de combustible y energía (T&E) al 4 de noviembre de 2025: decisiones de OPEP+, sanciones contra Rusia, exportación récord de GNL de EE. UU., política climática de la UE y desarrollo de energías renovables (ER). Análisis de eventos clave en el mercado energético mundial.
Mercado del petróleo: decisiones de OPEP+ y dinámica de precios
El mercado mundial del petróleo muestra un optimismo cauteloso en medio de las recientes decisiones de OPEP+. **La Organización de Países Exportadores de Petróleo y sus aliados** acordaron el domingo aumentar ligeramente la producción en diciembre (aproximadamente en 137 mil barriles por día), pero al mismo tiempo tomaron una pausa en el primer trimestre de 2026. Este movimiento se motiva por el deseo de evitar un posible exceso de oferta a principios del próximo año. Al mismo tiempo, *los precios del petróleo* se han estabilizado en niveles relativamente bajos: el **Brent** se mantiene en alrededor de $64–65 por barril, mientras que el **WTI** estadounidense ronda los $60. El mercado equilibra el impacto de los barriles adicionales de OPEP+ por un lado y la decisión de pausar la producción por otro, al tiempo que contempla las preocupaciones sobre los inventarios excesivos y los débiles datos económicos de Asia.
- OPEP+ aumenta la producción en diciembre: ocho miembros de la alianza han recibido permiso para incrementar la cuota total a ~33,15 millones de barriles/día, compensando las restricciones anteriores.
- Pausa en 2026: de enero a marzo, OPEP+ no aumentará la oferta, lo que señala un deseo de mantener los precios y evitar un “colapso” del mercado a principios de año.
- Estabilización de precios: las noticias sobre la pausa ayudaron a evitar una caída brusca de las cotizaciones; los analistas observan que la alianza está atenta a la situación del mercado y lista para cambiar su táctica rápidamente por la estabilidad de precios.
Varias entidades bancarias han ajustado sus pronósticos sobre el petróleo al alza: ven la decisión de OPEP+ como una señal de que el cártel protegerá **el precio del petróleo** de caídas excesivas. Algunos analistas esperan que el precio promedio del **Brent** en la primera mitad de 2026 se mantenga cerca de $60 por barril. Una opinión similar se tiene dentro de OPEP; el Secretario General de la organización ha señalado que ve “signos saludables de demanda” y no espera sorpresas en el mercado, ya que los productores tienen la intención de mantener un equilibrio entre la oferta y la demanda.
Presión sancionadora y reestructuración de flujos de exportación
Los factores geopolíticos continúan influyendo de manera significativa en los mercados de combustible. A finales de octubre, los países occidentales ampliaron las sanciones contra el sector petrolero ruso, llevando a una **reestructuración de flujos de exportación de petróleo**. Por primera vez, las sanciones de EE. UU. y el Reino Unido alcanzaron a las principales empresas petroleras de Rusia, como "Rosneft" y "Lukoil", que en conjunto representaban alrededor del 5% de la producción mundial de petróleo. Las nuevas sanciones obligan a los contrapartes a cesar la cooperación con estas empresas en un plazo de 30 días bajo amenaza de medidas secundarias. En respuesta, los principales importadores han comenzado a reducir las compras de petróleo ruso:
- Las refinerías chinas rechazan crudo ruso: según fuentes de la industria, las compañías estatales **Sinopec** y **PetroChina** cancelaron parte de las cargas de crudo ruso programadas para noviembre tras la imposición de las sanciones. También varias refinerías independientes chinas en la provincia de Shandong han detenido las compras, temiendo perder el acceso a transacciones en dólares. Como resultado, las entregas diarias de crudo desde Rusia a China han caído en aproximadamente 400 mil barriles/día (casi un 45% desde niveles recientes), un recorte récord desde el inicio del conflicto en 2022.
- India y Turquía buscan alternativas: las refinerías indias, que anteriormente compraban activamente petróleo ruso barato, han reducido sus importaciones en aproximadamente un 50% en el último mes. En su lugar, las empresas indias han aumentado las compras de crudo del Medio Oriente, especialmente de **Irak**, **Kazajistán** y **Brasil**. Una tendencia similar se observa en Turquía, donde las refinerías diversifican las fuentes de petróleo para no arriesgar sanciones y mantener sus mercados de exportación.
- Caída en exportaciones y precios: las exportaciones de productos petroleros de Rusia también han disminuido. Durante el verano, los ataques de drones ucranianos dañaron la infraestructura, incluidas las refinerías y puertos, lo que ya ha reducido las entregas marítimas de diésel y fuelóleo desde Rusia. Ahora, las sanciones han agravado la situación: según comerciantes, las exportaciones de productos petroleros en septiembre cayeron a ~2 millones de barriles/día, el mínimo en más de 5 años. Los precios de los tipos rusos de petróleo (como el ESPO para la región de Asia-Pacífico) están bajo fuerte presión y se comercian con un descuento aún mayor, reduciendo los ingresos en divisas de Moscú.
Sin embargo, los funcionarios en Rusia intentan mantener el optimismo. El Viceprimer Ministro Alexander Novak declaró en una entrevista que “a pesar de la presión sancionadora sin precedentes, los envíos de petróleo a la República Popular China se mantienen en el nivel del año pasado”, y que las exportaciones de gas ruso a China a través del gasoducto “Fuerza de Siberia” crecieron un 31% en los primeros 9 meses de 2025. Sin embargo, los expertos señalan que el endurecimiento de las sanciones ya está obligando a los tradicionales socios asiáticos de Rusia a reducir la cooperación. A partir del 1 de enero de 2026, también entrará en vigor el embargo de la **Unión Europea** sobre la importación de productos petroleros producidos a partir de petróleo ruso; este paso cerrará la laguna que permitía que el petróleo de Rusia llegara indirectamente a los mercados europeos a través de su procesamiento en terceros países. Todo esto significa que la industria petrolera rusa tendrá que reorientarse hacia rutas de venta más complejas y costosas. En contraste, los principales competidores occidentales se benefician: la reducción de la oferta desde Rusia mantiene los márgenes globales de refinación, y los comerciantes de petróleo se benefician de la volatilidad de los suministros.
Pronósticos de demanda: confianza en el crecimiento a pesar de las preocupaciones por el exceso
A pesar de los rumores sobre un exceso de petróleo en 2026, muchos participantes del mercado están convencidos de que la **demanda mundial de recursos energéticos** seguirá siendo alta. Los ejecutivos de las principales compañías de petróleo y gas se reunieron en el foro de la industria ADIPEC en Abu Dhabi para desafiar las proyecciones sobre una saturación inminente del mercado del petróleo. El CEO de la italiana Eni, Claudio Descalzi, subrayó que en la última década la industria mundial del petróleo ha carecido de inversiones adecuadas para satisfacer la producción: “La demanda está en aumento, pero no tenemos suficiente oferta ni inversiones para satisfacerla”. Según Descalzi, es prematuro hablar de un “exceso” de petróleo en 2026; por el contrario, la falta de inversiones podría limitar la oferta.
El optimismo también es compartido por **TotalEnergies** de Francia. Su CEO, Patrick Pouyanné, señaló que la demanda mundial de petróleo sigue aumentando en aproximadamente un 1% cada año. Aunque el crecimiento del consumo en China se ha desacelerado a la mitad en comparación con hace cinco años, **India** surge como el nuevo motor del crecimiento de la demanda de petróleo. Así, la desaceleración de la economía china se compensa parcialmente con el desarrollo activo de otros mercados asiáticos. Pouyanné también advirtió que si los precios del petróleo caen demasiado debido a las preocupaciones sobre el exceso y las inversiones se reducen nuevamente, el mundo podría enfrentar una escasez y un nuevo ciclo de precios; la cíclica de la industria no ha desaparecido.
El CEO de **BP**, Murray Auchincloss, agregó que el crecimiento acelerado de la oferta de petróleo fuera de OPEP+, observado este año, podría llegar a su fin para la primavera de 2026. Según la estimación de BP, el aumento de la oferta de productores independientes (sobre todo de América del Norte y del Sur) concluirá en marzo-abril, después de lo cual la producción fuera de OPEP+ se estabilizará o disminuirá. En este sentido, el equilibrio a largo plazo en el mercado dependerá, en gran medida, de la política de OPEP+ y de las acciones de los principales consumidores. Según Auchincloss, el cártel tiene una reserva de capacidad limitada, pero intenta gestionarla adecuadamente. Cabe destacar que OPEP en sí pronostica un mercado de petróleo relativamente equilibrado para 2026: se espera un crecimiento confiable en la demanda mundial, mientras que el aumento de la producción fuera de la alianza, por el contrario, se desacelerará considerablemente. En contraste, los expertos de la **AIE** (Agencia Internacional de Energía) advirtieron hace un mes sobre la posibilidad de un excedente de petróleo el próximo año de hasta 4 millones de barriles/día si todos los proyectos prevista entran en plena operación. La realidad, como suele suceder, se ubicará en algún punto intermedio, pero los sentimientos de los líderes de las compañías de petróleo y gas sugieren que en la industria se confía más en una demanda sostenible que en un exceso de oferta.
Inversiones en energía: nuevos desafíos e infraestructura
Un tema clave en la industria se está convirtiendo en la falta de inversiones y las nuevas necesidades de infraestructura energética. Según expertos, la **demanda a largo plazo de energía** seguirá creciendo en todos los segmentos; sin embargo, la industria enfrenta el problema de que las inversiones están rezagadas respecto a las necesidades. En el mismo foro ADIPEC en los EAU, el Ministro de Energía y Tecnología, Sultan al-Jaber (jefe de ADNOC), afirmó que la energía está entrando en una era en la que "la volatilidad se ha convertido en la nueva norma". La tensión geopolítica y la incertidumbre económica hacen que las fluctuaciones de precios y demandas sean un fenómeno habitual, pero al mismo tiempo, el vector general sigue estando orientado al alza: según al-Jaber, el consumo mundial de **petróleo** se mantendrá por encima de los 100 millones de barriles al día incluso después de 2040, y la demanda de todas las formas de energía solo aumentará con el crecimiento de la población y la economía.
Para satisfacer esta demanda y al mismo tiempo adaptarse a los cambios tecnológicos, se requieren inversiones colosales. Según al-Jaber, **se necesitan globalmente alrededor de $4 billones en inversiones anuales** en el sector energético, desde la extracción de hidrocarburos y el desarrollo de fuentes de energía renovables hasta la modernización de redes eléctricas y la creación de infraestructura para almacenamiento de datos. Nuevas tendencias, como el crecimiento rápido de tecnologías digitales, solo aumentan la carga sobre el sistema energético: los centros de datos, la inteligencia artificial y la electrificación generalizada requieren cada vez más electricidad. Por ejemplo, el rápido crecimiento del número de centros de datos y capacidades de procesamiento está generando un aumento en el consumo de electricidad, creando una demanda adicional de *gas y carbón* para la generación si la capacidad de las ER no es suficiente.
Sin embargo, el desarrollo de infraestructura aún no avanza al mismo ritmo que este crecimiento. Al-Jaber proporcionó un ejemplo alarmante: en el mundo hay una escasez de turbinas de gas para plantas eléctricas, lo que ha creado "cuellos de botella" en la generación en varias regiones. Esto ya ha llevado a un aumento local de los precios de la electricidad, ya que los productores no pueden aumentar la capacidad lo suficientemente rápido para satisfacer la demanda. Los países y empresas se ven obligados a buscar un equilibrio entre disciplina financiera y inversiones de capital—pues la falta de inversiones hoy podría significar un déficit de energía mañana. Los expertos instan a los gobiernos a crear condiciones que faciliten la llegada de capital al sector energético y a reducir los riesgos para los inversores. Se trata de desencadenar el “capital dormido”, que ahora está ligado a activos tradicionales, y redirigirlo a nuevos proyectos: modernización de redes eléctricas, construcción de capacidades generadoras flexibles, desarrollo de sistemas de almacenamiento de energía. Solo en este caso, según los especialistas, se podrá mantener un equilibrio entre la creciente demanda y la oferta de energía en el futuro.
Mercado del gas y GNL: exportación récord y perspectivas invernales
El mercado mundial de gas natural está experimentando cambios notables: **Estados Unidos** ha establecido un nuevo récord de exportaciones de gas natural licuado (GNL). Según la firma analítica LSEG, en octubre, EE. UU. exportó por primera vez en la historia más de 10 millones de toneladas de GNL en un mes (alrededor de 10,1 millones de toneladas, en comparación con 9,1 millones de toneladas en septiembre). El sector estadounidense de GNL está aumentando rápidamente sus ventas gracias a la puesta en marcha de nuevas capacidades: la principal contribución al salto de octubre provino del lanzamiento del nuevo terminal de exportación **Venture Global Plaquemines** en Luisiana y la expansión de capacidades de la empresa **Cheniere Energy** (proyecto Corpus Christi Stage 3). Estos dos operadores representaron alrededor del 72% de todas las exportaciones de EE. UU. en octubre, enviando al mercado mundial casi 7,2 millones de toneladas de GNL en un mes.
**Europa** sigue siendo el mercado clave, absorbiendo 6,9 millones de toneladas de GNL estadounidense en octubre, es decir, el 69% del total. Los consumidores europeos están comprando activamente gas en el mercado spot para llenar sus almacenamiento de gas antes del invierno. Los niveles de almacenamiento de gas en los países de la UE ya están cerca de máximos históricos, lo que debería ayudar a Europa a atravesar la próxima temporada de calefacción con relativa confianza. La participación de Asia en las exportaciones estadounidenses también ha crecido (alrededor de 1,96 millones de toneladas de GNL en octubre se enviaron a países asiáticos, en comparación con 1,63 millones de toneladas el mes anterior), sin embargo, el *factor de precio* mantiene el flujo principal de gas dirigido a Europa. Los precios promedio del gas en los hubs clave están casi igualados: en octubre, el precio spot en el **TTF** europeo fue de aproximadamente $10,9 por millón de unidades térmicas británicas, mientras que el índice asiático **JKM** fue de alrededor de $11,1. Esta pequeña diferencia premium no incentiva a los proveedores a enviar GNL a un mercado asiático más distante si hay demanda en Europa cercana. Además, en América Latina (otro mercado de destino), la demanda ha disminuido estacionalmente: en octubre, solo se enviaron aproximadamente 0,6 millones de toneladas de GNL estadounidense, ya que los países de América del Sur entran en el período de verano y reducen las importaciones.
Así, **la Unión Europea** ha consolidado su estatus como el principal cliente de EE. UU. en términos de gas licuado, especialmente después de que las entregas de gas desde Rusia se hayan prácticamente detenido. La tendencia hacia la diversificación de fuentes de suministro de energía en la UE continuará: además de EE. UU., el papel de Qatar, África y otros exportadores también está creciendo. Europa se prepara para el invierno con altos niveles de almacenamiento y una infraestructura ampliada para recibir GNL (nuevos terminales flotantes se han establecido en Alemania y otros países en los últimos años). Sin embargo, los especialistas advierten que *la situación en el mercado del gas* sigue siendo vulnerable a posibles condiciones climáticas frías o nuevas contingencias. En caso de un invierno severo, los precios podrían subir, pero en condiciones suaves, Europa espera atravesar la temporada sin contratiempos, considerando los niveles récord de almacenamiento y un flujo constante de GNL.
Requisitos climáticos de la UE y reacción de los proveedores
La interacción entre la agenda climática global y los intereses de las empresas energéticas se intensifica. **La Unión Europea** está promoviendo nuevas normas legislativas en materia de sostenibilidad que están siendo criticadas por los principales proveedores de recursos energéticos. Se refiere a la Directiva de la UE sobre Sostenibilidad Corporativa (Corporate Sustainability Due Diligence), que estipula que todas las grandes empresas que operan en Europa deben presentar un plan para lograr los objetivos del Acuerdo de París (mantener el calentamiento dentro de 1.5°C) y considerar los riesgos ecológicos y de derechos humanos a lo largo de toda su cadena de producción. Las sanciones por incumplimiento podrían ascender hasta el 5% de los ingresos globales de la empresa.
En un foro del sector en Abu Dhabi, los líderes de dos proveedores clave de gas para Europa, **ExxonMobil** y **QatarEnergy**, advirtieron que si la directiva se aprueba en su forma actual, podrían reconsiderar su actividad en Europa hasta retirarse completamente del mercado. El presidente de ExxonMobil, Darren W. Woods, declaró que las nuevas reglas, en su formulación actual, podrían tener "consecuencias catastróficas" para el negocio. Según él, el requisito de alinear la actividad con los objetivos de *Net Zero* a nivel mundial es técnicamente inviable en el tiempo establecido. Woods también expresó su preocupación por la disposición que permite extender las normativas europeas a operaciones de la empresa incluso **fuera de Europa**, si Exxon lleva a cabo negocios allí. "Si se nos crean condiciones en las que sea imposible operar con éxito, nos veremos obligados a retirarnos", resumió Woods, enfatizando que el negocio del petróleo y gas es intrínsecamente global, y las decisiones de la UE no deben paralizar la operación de empresas en todo el mundo.
Una posición similar fue expresada por el Ministro de Energía de Qatar, Saad al-Kaabi (también presidente de QatarEnergy). Confirmó nuevamente que la amenaza de interrumpir los suministros de GNL catarí a Europa "no es un bluff". Según al-Kaabi, la introducción de requisitos excesivamente estrictos para reducir la huella de carbono hace imposible continuar los negocios en la Unión Europea: "No podremos alcanzar net zero en las entregas; es una de las condiciones inalcanzables, sin mencionar otras". El Ministro de Qatar enfatizó que **Europa necesita gas**—tanto de Qatar como de EE. UU. y otros países—y que la UE debe tomar "muy en serio" las preocupaciones de los proveedores. Al-Kaabi subrayó que Qatar ha sido en gran medida un socio confiable de Europa y está dispuesto a seguir siendolo, pero solo bajo condiciones de competencia justa y regulación razonable. Curiosamente, los gobiernos de Qatar y EE. UU. ya han instado a la dirección de la UE a revisar las disposiciones de esta directiva, indicando que pone en peligro la estabilidad del suministro energético europeo. Bruselas, a su vez, ha señalado que está dispuesta a dialogar y planea revisar el texto de la ley para finales del año, suavizando los puntos más controvertidos.
Proveedores y funcionarios coinciden en que la **transición energética** debe ser realista. Alcanzar los objetivos climáticos es muy importante, pero exigir a los gigantes del petróleo y gas una transformación inmediata de todos los procesos de negocios es arriesgarse a interrupciones en el suministro. Los consumidores europeos dependen en gran medida de los suministros de ExxonMobil y QatarEnergy; actualmente, los productores estadounidenses representan alrededor de la mitad de las importaciones de GNL en la UE, mientras que Qatar aporta otro 12-15%. Tras la salida de Rusia del mercado, la importancia de estos países ha aumentado aún más. Así, la UE debe encontrar un equilibrio entre una política climática estricta y la garantía de la seguridad energética: es probable que las reglas se suavicen para evitar que los socios clave abandonen el mercado europeo.
Integración de ER: experiencia de China y limitaciones infraestructurales
**Las fuentes de energía renovables (ER)** juegan un papel cada vez más importante en el equilibrio energético mundial, pero su integración a gran escala enfrenta limitaciones infraestructurales. Un ejemplo es **China**, que lidera la implementación de nuevas capacidades de generación solar y eólica. Sin embargo, un reciente informe de la consultora Wood Mackenzie advierte que en la próxima década, China podría experimentar un aumento en la llamada restricción (curtailment) de la producción en proyectos de ER, lo que representa riesgos para la rentabilidad de los proyectos. Para mantener la estabilidad de la red, los operadores a menudo deben desconectar parte de la producción de plantas solares y eólicas en períodos de exceso de generación o baja demanda. Como resultado, se prevé que el nivel promedio de restricción de **energía solar** pueda superar el 5% en 21 provincias de China en los próximos 10 años (en comparación, en 2025, este nivel solo fue superior en 10 provincias). La situación con la energía eólica es algo mejor, pero también problemática: se espera que más del 5% de las pérdidas de generación eólica ocurran en siete provincias (frente a 14 regiones donde se ha observado esto en el año en curso).
Los altos niveles de restricción significan que parte de la energía “verde” producida se pierde debido a las limitaciones de la infraestructura de la red. Esto ahuyenta a los inversores: las regiones con frecuentes desconexiones de producción de ER atraen menos nuevos proyectos, especialmente considerando la transición de China a un nuevo sistema de tarifas (modelo de subasta en lugar de tarifas fijas para la electricidad renovable). Reconociendo el problema, **Pekín** ha ajustado la normativa: el nivel aceptable de no utilización de energía de ER ha aumentado del 5% al 10%, reconociendo la dificultad de una integración completa de las crecientes capacidades. Pero el 10% sigue siendo una porción significativa, y las autoridades tienen la intención de centrarse en la resolución de este problema en el próximo plan quinquenal (2026–2030). En una reciente conferencia de prensa, representantes de la Administración Nacional de Energía de China enfatizaron que la prioridad será asegurar la máxima inclusión de *generación renovable* en la red. Entre las medidas se incluyen la promoción de contratos directos entre productores de ER y grandes consumidores (PPA corporativos), la construcción de nuevas líneas de transmisión para transportar energía de regiones ricas en ER a los centros de carga, así como el desarrollo del concepto de “centrales eléctricas virtuales”. Este último implica la agrupación de fuentes distribuidas de energía y almacenadores en un único sistema gestionable para que la red pueda responder de manera más ágil a las fluctuaciones de generación.
La experiencia de China resalta una tarea mundial: conjuntamente con la construcción de parques solares y parques eólicos, se necesita modernizar las **redes eléctricas** e implementar sistemas de almacenamiento de energía. Sin esto, la proporción de ER crecerá lentamente, y la dependencia de fuentes tradicionales (gas, carbón) persistirá por más tiempo. Hasta ahora, a pesar de los rápidos tiempos de implementación de nuevas capacidades, la mayor economía del mundo sigue necesitando mantener un considerable respaldo de generación tradicional para cubrir los picos de carga, especialmente cuando no hay suficiente sol o viento, o cuando su exceso no puede ser consumido. Los analistas señalan que la demanda global de **carbón** y **gas** se mantiene alta precisamente por estas limitaciones: hasta que la infraestructura permita reemplazar completamente los combustibles fósiles, las antiguas fuentes de energía seguirán desempeñando un papel complementario. Sin embargo, según pronósticos de la AIE, la demanda mundial de carbón está cerca de su pico y se estabilizará en los próximos años antes de disminuir. Muchos países, desde China hasta potencias europeas, están orientados hacia una reducción gradual del uso del carbón por razones ecológicas. Pero la transición será suave: en el corto plazo, la generación a partir del carbón sigue cubriendo necesidades básicas en muchas regiones.
Así, el complejo energético mundial enfrenta un doble desafío: es necesario acelerar la **transición energética** y evitar la escasez de energía al mismo tiempo. Las inversiones en redes, almacenamiento y tecnologías de gestión modernas deben avanzar de la mano con el aumento de la proporción de ER. Ejemplos de Europa y China muestran que sin un enfoque integral es difícil lograr un desarrollo sostenible en la industria. No obstante, como se puede observar en todos los segmentos, desde petróleo y gas hasta electricidad y ER, la demanda de energía a nivel global seguirá creciendo. Por lo tanto, las empresas y los estados deben encontrar nuevos puntos de equilibrio entre los objetivos ecológicos y las necesidades reales de la economía, mientras continúan invirtiendo en la confiabilidad y diversificación del sistema energético.
