Noticias actuales del sector de petróleo, gas y energía para el viernes, 30 de enero de 2026: petróleo, gas, GNL, electricidad, energías renovables, carbón y eventos clave del mercado mundial de energía para inversores y participantes de la industria.
A finales de enero de 2026, el complejo energético global se enfrenta a una serie de nuevos desafíos. Los fríos extremos del invierno y la tensión geopolítica están afectando los mercados de petróleo, gas y electricidad, mientras se continúa la transición hacia la energía limpia. Los inversores y participantes del mercado energético están analizando cómo las anomalías meteorológicas, las políticas de sanciones y los nuevos acuerdos están cambiando el equilibrio entre la oferta y la demanda en la industria del petróleo y gas y en el sector energético.
- Heladas y producción: La tormenta ártica en América del Norte redujo temporalmente la producción de petróleo en aproximadamente 2 millones de barriles por día (hasta un 15% del nivel de EE. UU.) y la producción de gas en aproximadamente un 16%, provocando un aumento de precios a corto plazo.
- Precios del petróleo: Brent se mantiene alrededor de $65 por barril en una política cautelosa de OPEP+, el cual indica la intención de mantener las restricciones actuales de producción.
- Geopolítica: La escalada del conflicto entre EE. UU. e Irán aumenta los riesgos de interrupciones en el suministro, aunque paralelamente se llevan a cabo negociaciones de paz sobre Ucrania, lo que genera esperanzas de que se relajen las sanciones.
- Mercado del gas: El duro invierno ha vaciado los almacenes europeos a niveles mínimos en los últimos años (<50%), provocando un aumento de precios hasta ~ $500 por mil metros cúbicos.
- Sistema energético: La proporción récord de energías renovables en Europa se combina con picos de carga en las redes; varios países se ven obligados a reactivar plantas de carbón y fuelóleo para prevenir cortes de energía.
- Venezuela: Tras el cambio de poder, EE. UU. ha suavizado las sanciones petroleras, abriendo el camino para el aumento de exportaciones de petróleo pesado venezolano y el retorno del país al mercado mundial.
Petróleo: consecuencias de la tormenta y estabilidad de precios
Heladas extremas en EE. UU. Una poderosa tormenta invernal que azotó las regiones productoras de petróleo en EE. UU. causó la congelación de pozos y una disminución temporal de la producción de petróleo de aproximadamente 2 millones de barriles por día. El Cuenca Pérmica se vio particularmente afectada. Sin embargo, pocos días después, la producción comenzó a recuperarse a medida que las temperaturas aumentaron. A pesar del repunte temporal de precios durante la tormenta, la situación se ha estabilizado: la mezcla de referencia Brent se comercia alrededor de $65 por barril, mientras que el WTI estadounidense ronda los $60.
El papel de OPEP+ y el equilibrio del mercado. La política de OPEP+ sigue siendo un factor clave en la estabilidad de precios. La alianza de exportadores de petróleo mantuvo las cuotas de producción en su reunión de enero, señalando su intención de prevenir el exceso de oferta. En 2025, los países de OPEP+ ya habían incrementado la producción, recuperando cuotas de mercado perdidas, lo que llevó a un exceso de oferta de alrededor de 2-2.5 millones de barriles por día. Ahora el cartel actúa con más cautela: frente a una demanda débil (especialmente en China) y la amenaza de sobreproducción, los principales exportadores están listos para reducir nuevamente la producción si es necesario para evitar la caída de precios. Los analistas pronostican que, en ausencia de nuevos shocks, el petróleo se negociará en el primer semestre de 2026 en un rango de $60-65, y el precio promedio anual de Brent podría situarse alrededor de $55-60 por barril.
Recuperación y nuevos actores. En general, el mercado de petróleo está mostrando resistencia ante perturbaciones a corto plazo. El rápido regreso de la producción estadounidense y el funcionamiento estable de otros grandes productores (Medio Oriente, América Latina) ayudan a suavizar los problemas locales. También está comenzando a llegar suministro adicional de Venezuela tras la relajación de las sanciones (de esto se hablará más adelante), lo que podría ajustar el equilibrio del mercado a largo plazo. Sin embargo, los riesgos geopolíticos siguen siendo el principal factor de incertidumbre para los precios.
Riesgos geopolíticos: Irán, sanciones y negociaciones
Escalada en el Medio Oriente. La situación internacional sigue impactando los mercados energéticos. El conflicto entre EE. UU. e Irán se ha intensificado: Washington ha respondido con contundencia a las ambiciones nucleares de Teherán y la represión de las protestas internas, enviando un grupo de ataque naval a las costas iraníes. El presidente Donald Trump ha amenazado a Teherán con “medidas severas”, exigiendo una revisión de su política. En respuesta, Irán ha declarado que considerará cualquier ataque como una declaración de guerra total. Esta retórica aumenta la tensión entre los comerciantes y agrega una prima geopolítica a los precios del petróleo debido a las preocupaciones sobre la interrupción de los suministros desde el Medio Oriente.
Política de sanciones de Occidente. Al mismo tiempo, las sanciones occidentales contra Rusia continúan vigentes, aunque en los círculos diplomáticos hay un optimismo cauteloso. La Unión Europea se está preparando para reducir a partir del 1 de febrero de 2026 el límite de precios para el petróleo ruso a $45 por barril (de los actuales $60), aumentando la presión sobre las exportaciones desde Rusia. Moscú, en respuesta, ya ha extendido su propio embargo sobre las exportaciones de petróleo a los países que apoyan el límite de precios hasta el 30 de junio de 2026. Sin embargo, las exportaciones rusas de petróleo y productos petroleros se mantienen en niveles relativamente altos gracias a la reorientación de los flujos hacia Asia, donde China, India y otros países están comprando crudo con descuento. Además, el Departamento del Tesoro de EE. UU. ha extendido la validez de la licencia que permite operaciones con ciertos activos en el extranjero de una de las principales compañías petroleras rusas, lo que efectivamente suaviza algunas de las restricciones de sanciones.
Negociaciones y esperanzas de distensión. En medio de la confrontación, el diálogo entre Rusia, EE. UU. y Ucrania ofrece un atisbo de esperanza. En enero, el diálogo continuó, y los expertos no descartan la posibilidad de una reducción gradual de la presión de sanciones si se logra un progreso en la resolución del conflicto en Ucrania. Cualquier distensión en las relaciones podría cambiar significativamente la configuración de los flujos energéticos globales. Los inversores están observando de cerca las señales políticas: el desarrollo de la situación en torno a Irán, Venezuela (relajación de sanciones) o el éxito de iniciativas de paz podrían impactar notablemente en las percepciones y redistribuir los riesgos en el mercado de materias primas.
Gas natural: heladas y aumento de precios
Invierno frío y caída de la producción. El mercado de gas natural está sufriendo una prueba de estrés debido a las heladas anormales. En EE. UU., la tormenta invernal causó la congelación masiva de gasoductos, resultando en una parada temporal de hasta el 16% de la producción de gas. La producción diaria durante la tormenta descendió de 110 a aproximadamente 97 mil millones de pies cúbicos (de 3.1 a 2.7 mil millones de metros cúbicos). Esto se reflejó instantáneamente en los precios: los futuros del gas Henry Hub se más que duplicaron, superando los $6 por millón de BTUs (aproximadamente $210 por mil metros cúbicos). Con la disminución del frío, la oferta se ha estado recuperando gradualmente y los precios han caído por debajo de los picos, pero la volatilidad sigue siendo alta.
Europa al borde de la escasez. En Europa, el prolongado frío llevó a un aumento drástico en la demanda de gas para calefacción y generación de electricidad. Para finales de enero, las reservas en los almacenes subterráneos de la Unión Europea habían caído por debajo del 50% de su capacidad total, el nivel más bajo en varios años para esta época del año. Los precios spot en la hub TTF subieron por encima de $14 por MMBtu (alrededor de $500 por mil metros cúbicos), aunque aún significativamente por debajo de los picos récord de 2022. La situación se agravó por problemas en las entregas: las exportaciones de GNL de EE. UU. se redujeron en casi un 50% debido a interrupciones en el funcionamiento de varios terminales durante la tormenta, lo que temporalmente redujo la llegada de buques a Europa. Algunos cargamentos de GNL se redirigieron rápidamente a mercados internos en EE. UU., donde los precios eran aún más altos, intensificando la tensión en el mercado global de gas.
Diversificación y perspectivas. Para sobrevivir la temporada de calefacción, los países europeos se ven obligados a utilizar todas las fuentes alternativas de gas. La importación de GNL se mantiene en niveles máximos: durante 2025, se importaron alrededor de 109 millones de toneladas de gas licuado (+28% en comparación con 2024), y en enero de 2026 se espera importar alrededor de 9.5 millones de toneladas (+18% en términos interanuales) para satisfacer la demanda invernal. Noruega, Argelia y otros proveedores tradicionales están aumentando las exportaciones a través de gasoductos, aunque es difícil compensar completamente los volúmenes perdidos de Rusia (desde enero, el gas por gasoducto de Rusia ha dejado de llegar efectivamente). En Europa del Este, se observa una reorganización de la logística: Ucrania, al perder el tránsito y enfrentarse a una caída en su producción, ha incrementado las importaciones desde la UE en aproximadamente un 20% (hasta ~30 millones de m³ por día) a través de Eslovaquia y Polonia. Turquía y los países balcánicos están negociando la compra de volúmenes adicionales de gas azerbaiyano y el aumento de las entregas de GNL desde EE. UU. Al mismo tiempo, Rusia está acelerando la reorientación de sus exportaciones hacia el Este: a través del gasoducto “Poder de Siberia”, en 2025 se enviaron a China 38.8 mil millones de m³ de gas, superando por primera vez el total de exportaciones de Gazprom a Europa y Turquía. En las próximas semanas, la situación del mercado de gas en la UE dependerá del clima: si febrero resulta ser más suave, los precios disminuirán gradualmente; sin embargo, si se presenta un nuevo frente frío, la región volverá a enfrentar escasez. En primavera, los estados europeos deberán trabajar activamente para reabastecer las reservas agotadas, compitiendo con importadores asiáticos en el mercado de GNL.
Electrificación y carbón: cargas en las redes
Cargas pico en invierno. Las heladas invernales están poniendo a prueba los sistemas energéticos en latitudes septentrionales. En EE. UU., en enero se registró una demanda récord de electricidad: el operador de la mayor red del este (PJM) declaró una emergencia cuando el consumo máximo diario superó los 140 GW, lo que amenazaba con sobrecargar la infraestructura. Para evitar apagones, las autoridades se vieron obligadas a adoptar medidas de emergencia: se activaron generadores de diésel y plantas de generación de electricidad a fuelóleo. Estas acciones evitaron un apagón, pero llevaron a un aumento en la quema de fuelóleo y carbón debido a la falta de gas y la caída en la generación de energías renovables durante las intensas heladas.
Regreso del carbón y limitaciones en las redes. En Europa, se ha observado una situación similar: la alta demanda ha llevado a algunos países a reactivar temporalmente las plantas de carbón que habían sido cerradas para cubrir las cargas pico. Aunque al cierre de 2025 la cuota de carbón en la generación de electricidad de la UE se había reducido a un mínimo histórico del 9%, el uso de carbón ha aumentado localmente durante este invierno. Al mismo tiempo, han surgido cuellos de botella en la infraestructura: la insuficiente capacidad de las redes eléctricas ha llevado a que durante los picos de producción de parques eólicos, los operadores se vean obligados a limitar la entrega de energía “verde” para evitar accidentes. Esto resultó en una pérdida de electricidad barata en días ventosos y precios más altos durante los periodos de calma. Los expertos señalan que para aumentar la resiliencia del sistema energético, se requiere una modernización acelerada de las redes y el desarrollo de sistemas de almacenamiento de energía; de lo contrario, incluso con un aumento en la proporción de energías renovables, la dependencia de fuentes de hidrocarburos en situaciones extremas seguirá siendo alta.
Tendencias globales en generación de carbón. A pesar de la agenda climática, el carbón mantiene su papel en el mundo. En Asia, especialmente en China e India, el consumo de carbón sigue siendo alto para garantizar la producción industrial y la generación eléctrica. Sin embargo, un resultado emblemático de 2025 fue la simultánea disminución de la generación en las plantas de carbón en estos dos países más grandes, por primera vez desde la década de 1970. En China, la producción de electricidad a partir del carbón se redujo aproximadamente un 1.6% en el año, en India un 3%, principalmente gracias a la introducción récord de capacidades solares y eólicas que cubrieron el aumento de la demanda. Esta disminución es pequeña, pero señala el comienzo de cambios estructurales: la proporción de electricidad de carbón está disminuyendo gradualmente, lo cual es importante para contener las emisiones de gases de efecto invernadero. Sin embargo, en el corto plazo, el carbón seguirá siendo esencial para los sistemas energéticos durante picos de demanda y crisis, hasta que las fuentes renovables y los sistemas de almacenamiento puedan asumir completamente este papel.
Aumento de energías renovables y transición energética
Marcos históricos de la energía “verde”. La transición hacia la energía limpia está ganando impulso en todo el mundo. En 2025, muchos países alcanzaron máximos históricos en la introducción de capacidades de generación renovable. En la Unión Europea, se instalaron aproximadamente entre 85 y 90 GW de nuevas plantas solares y eólicas, permitiendo, por primera vez, obtener más electricidad del sol y el viento (aproximadamente el 30% de la generación total de la UE) que de todos los combustibles fósiles combinados (aproximadamente el 29%). En general, la proporción de fuentes de baja emisión de carbono (energías renovables más energía nuclear) superó el 70% de la estructura de producción eléctrica de la UE. China también está mostrando un progreso impresionante: durante el año, se instalaron más de 300 GW de paneles solares y alrededor de 100 GW de parques eólicos, permitiendo que incluso con un aumento en el consumo de electricidad, la República Popular haya logrado reducir ligeramente su generación de carbón y desacelerar el crecimiento de las emisiones. El mercado de energías renovables también está creciendo activamente en India, EE. UU. y Oriente Medio.
Desafíos del crecimiento y compromisos. El rápido crecimiento de la energía renovable presenta nuevos desafíos. El principal es asegurar la fiabilidad del suministro energético con una alta proporción de fuentes intermitentes. La experiencia del invierno actual ha demostrado que sin capacidades de respaldo adecuadas y sistemas de almacenamiento de energía, incluso los sistemas energéticos “verdes” avanzados son vulnerables a las anomalías climáticas. Los gobiernos de varios países ya están tomando medidas: se están lanzando proyectos a gran escala para construir granjas de baterías y para implementar tecnologías de almacenamiento de energía (incluyendo el uso de hidrógeno) para suavizar las cargas pico. Al mismo tiempo, algunos estados están revisando sus enfoques: por ejemplo, en Alemania, la nueva coalición ha anunciado la posibilidad de reiniciar los reactores nucleares, reconociendo que el rechazo previo de la generación nuclear fue un error. Al enfrentar un aumento de precios de la electricidad en 2025, Berlín y Praga han logrado un alivio temporal de algunas normas climáticas de la UE para evitar una crisis energética.
Inversiones y cooperación internacional. A pesar de las dificultades, la transición energética global continuará. Se espera un crecimiento adicional de las inversiones en proyectos solares y eólicos, así como en la modernización de las redes en 2026. Muchos países están firmando nuevos acuerdos de cooperación en energía limpia y comercio de recursos energéticos. La Unión Europea y EE. UU. firmaron a finales de 2025 un acuerdo para aumentar el suministro de recursos energéticos estadounidenses a Europa, lo que deberá ayudar a la UE a satisfacer sus necesidades en medio de la reducción de las importaciones desde Rusia. Estas acuerdos generarán discusiones sobre el equilibrio entre objetivos climáticos y seguridad energética, pero a largo plazo, el rumbo hacia la descarbonización se mantendrá constante; simplemente, su implementación requerirá un enfoque más flexible y ponderado.
Productos petroleros y refinerías: el mercado de combustible bajo presión
Altos precios frente a un exceso de materia prima. El mercado global de productos petroleros ha entrado en 2026 en un contexto de tendencias contradictorias. Por un lado, hay una abundancia general de petróleo crudo en el mundo, lo que debería favorecer una reducción de precios en gasolina, diésel y otros combustibles. Por otro lado, varios países se enfrentan a una escasez local de combustible y al aumento de precios debido a interrupciones logísticas y bajos inventarios. En EE. UU., los precios mayoristas de gasolina durante el invierno han disminuido desde los picos del otoño pasado, pero siguen por encima de los niveles promedio, ya que las refinerías inicialmente recortaron la carga debido a una sobreabundancia de petróleo y luego se vieron obligadas a aumentar rápidamente la producción de combustible debido al aumento de la demanda durante las heladas. En Europa, tampoco hay suficientes reservas de gasolina y diésel, ya que el duro invierno ha vaciado los depósitos de productos petroleros, manteniendo así altos los precios de combustible en varios países de la UE.
Medidas gubernamentales y redistribución de flujos. Para estabilizar el mercado de combustible, las autoridades están recurriendo a la gestión manual e incentivando la redistribución de suministros. En Rusia, tras el récord aumento de precios de la gasolina en 2025, se impuso una prohibición temporal de exportación de los principales productos petroleros; actualmente, esta restricción se ha prorrogado hasta finales de febrero de 2026, y se está discutiendo la implementación de cuotas de exportación permanentes para prevenir la escasez en el mercado interno. Al mismo tiempo, las refinerías rusas están reajustando gradualmente la logística, aumentando los suministros de combustible a países amigos en Asia y África para compensar la caída de las exportaciones a Europa. En la Unión Europea, por otro lado, algunas refinerías están reorientando su producción hacia la fabricación y exportación de volúmenes adicionales de combustible a terceros países, con el fin de contener el aumento de los precios internos y capitalizar la alta demanda fuera de la UE. La alta demanda de diésel y fuelóleo en el sur de Asia y América Latina está sosteniendo el margen de procesamiento, incentivando a los productores mundiales a aumentar la producción cuando sea posible. La infraestructura también se está adaptando: se están construyendo nuevas capacidades de almacenamiento de combustible en puertos clave, y los comerciantes están alquilando activamente buques para utilizarlos como almacenes flotantes, esperando condiciones favorables para las ventas.
Impacto de la transición energética. A largo plazo, el desarrollo de vehículos eléctricos y el endurecimiento de las normas medioambientales reducirán el crecimiento en el consumo de gasolina y diésel, pero en los próximos uno o dos años, la demanda de productos petroleros seguirá siendo alta, especialmente en economías en desarrollo. Las empresas del sector energético están intentando equilibrar las inversiones en modernización de refinerías para una conversión más eficiente (por ejemplo, instalaciones para producir combustibles de aviación ecológicos), pero manteniendo el enfoque en las variedades principales de combustible que generan la mayor parte de sus ingresos. De esta manera, el mercado de productos petroleros se encuentra bajo una doble presión: la necesidad de garantizar suministros estables y, al mismo tiempo, prepararse para una reducción estructural del papel de los combustibles fósiles en el sector del transporte.
Venezuela: regreso al mercado petrolero
Relajación de sanciones y nuevas oportunidades. Uno de los eventos más significativos del comienzo de 2026 ha sido la recuperación parcial de Venezuela en el mercado mundial de petróleo. Tras los cambios políticos en Caracas, Washington ha anunciado su disposición a levantar varias restricciones de sanciones que han estado vigentes desde 2019, con el fin de aumentar la oferta global de petróleo y reducir precios. En breve, se espera emitir una licencia general de EE. UU. que permitirá a las empresas extranjeras expandir sus actividades en el sector petrolero venezolano. Entre los beneficiarios potenciales se encuentran socios de la estatal PDVSA, como Chevron, Repsol, Eni y la india Reliance, que ya han expresado sus planes de aumentar la producción y exportación de petróleo venezolano.
Aumento de producción y primeros contratos. Los expertos pronostican un rápido incremento de las exportaciones desde Venezuela durante el año. Si a finales de 2025, los envíos habían caído a ~500,000 barriles por día debido a las sanciones (frente a casi 1 millón de barriles por día un año antes), se espera que para la segunda mitad de 2026 el país supere nuevamente la cifra de 1 millón de barriles por día. EE. UU., buscando reabastecer sus reservas estratégicas con petróleo pesado barato, fue el primero en firmar un acuerdo con Caracas por $2 mil millones; estos fondos se destinarán a la recuperación del sector petrolero venezolano. Ya en enero, varios buques con petróleo venezolano llegaron a puertos estadounidenses bajo permisos especiales, lo que permitió vaciar los almacenes de PDVSA. Las refinerías en la costa del Golfo de México, históricamente diseñadas para procesar petróleo pesado venezolano, se preparan para aumentar su carga reemplazando el crudo costoso de otras fuentes.
Consecuencias para el mercado de OPEP+. El regreso de Venezuela altera el balance de poder dentro de OPEP+. Aunque el país necesitará tiempo e inversiones para aumentar significativamente su producción (la infraestructura ha sido desgastada por años de sanciones), cualquier volumen adicional sería un factor de presión sobre los precios. Arabia Saudita y sus aliados estarán atentos a la dinámica: si el petróleo venezolano comienza a aumentar notablemente su presencia en el mercado, OPEP+ podría ajustar su política de producción para prevenir un nuevo exceso de oferta. Sin embargo, en este momento, los aliados ven el regreso de Caracas como una forma de suavizar la posible escasez en ciertos segmentos (por ejemplo, petróleo pesado para refinerías) y como parte de una normalización más amplia de la cooperación energética global.
Expectativas del mercado y conclusiones
A pesar de las diversas conmociones de este invierno, el mercado energético global ingresará a febrero de 2026 sin sentimientos de pánico. Los factores a corto plazo –climas extremos y geopolítica– mantienen la volatilidad de los precios del petróleo y el gas; sin embargo, el balance sistemático entre la oferta y la demanda se mantiene en general estable. OPEP+ sigue desempeñando un papel estabilizador, evitando que el mercado petrolero se vea afectado por escasez, y las acciones rápidas de redirección de suministros y aumento de producción (como en el caso de EE. UU. y otros países) compensan los desajustes locales. Si no ocurren nuevos eventos imprevistos, es probable que los precios del petróleo se mantengan cerca de los niveles actuales hasta la próxima reunión de OPEP+, cuando la alianza podría revisar las cuotas según la situación.
Para el mercado del gas, las próximas semanas serán decisivas: un clima suave en la segunda mitad del invierno permitirá reducir precios y comenzar la recuperación de las reservas, mientras que un nuevo frente frío podría amenazar nuevamente con un aumento de precios y dificultades para Europa. En primavera, los estados de la UE enfrentarán una campaña masiva de inyección de gas en los depósitos para la próxima temporada de calefacción, y la competencia con Asia por el GNL promete ser intensa, manteniendo un alto contexto de precios.
En términos estratégicos, los eventos de este invierno han recordado la importancia crítica de contar con capacidades tradicionales confiables, incluso en medio de una acelerada transición energética. Los gobiernos y empresas de todo el mundo buscarán en 2026 equilibrar inversiones en energías renovables y garantizar la seguridad energética. Las nuevas condiciones requieren flexibilidad: aumentar simultáneamente la generación de energía “verde” y modernizar las redes, pero también mantener suficientes capacidades de respaldo a base de combustibles fósiles. Las decisiones de inversión se tomarán con la experiencia de las lecciones de las crisis recientes: la prioridad es la resiliencia del sistema energético. Por lo tanto, el año que se avecina promete ser un tiempo de cuidadoso equilibrio de intereses –entre crecimiento, ecología y seguridad– que definirá la dirección del desarrollo global del complejo de petróleo y energía.
