Noticias actuales sobre petróleo, gas y energía para el miércoles, 25 de febrero de 2026: el petróleo Brent se encuentra cerca de máximos, decisiones de OPEP+, mercado de gas y GNL en Europa, productos petroleros y refinerías, electricidad y energías renovables. Visión global para inversores y actores del mercado de energía.
El mercado del petróleo sigue siendo muy sensible 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 de la seguridad en la navegación en la zona del estrecho de Ormuz. El precio del petróleo muestra nuevamente una prima geopolítica, que se manifiesta no solo en los futuros, sino también en el costo de entrega.
No obstante, el panorama fundamental para 2026 sigue siendo moderadamente superavitario: las proyecciones indican que el crecimiento de la oferta mundial será más rápido que el de la demanda, y en 2025 se observó una acumulación masiva de inventarios, incluyendo el aumento de "petróleo en el mar" y la participación de flujos sancionados. Esto no disminuye el rally geopolítico, pero aumenta la probabilidad de que el mercado 'compre titulares' sin pasar a un déficit sostenible sin interrupciones reales en la producción y exportación.
- OPEP+: en marzo se mantiene la pausa en el aumento de la producción; el enfoque está en la reunión del 1 de marzo y la posible reincorporación cautelosa del aumento de cuotas a partir de abril.
- Demanda: la incertidumbre se ve reforzada por nuevas barreras comerciales de EE. UU. y su impacto en el ritmo de la industria y el transporte mundial.
- Riesgos a corto plazo: condiciones climáticas invernales, reparaciones de emergencia y restricciones a la exportación en ciertos países exportadores.
Fletes y logística: las tarifas de los tanqueros se convierten en un factor de riesgo en sí mismo
El mercado de logística marítima se ha convertido efectivamente en un "segundo frente" para el petróleo. Las tarifas para el transporte de petróleo del Medio Oriente a Asia han alcanzado niveles máximos en años debido a una combinación de aumento en la exportación desde el Golfo Pérsico y el riesgo geopolítico EE. UU.-Irán. La escasez de tonelaje "limpio" disponible se agrava por las sanciones y el envejecimiento de la flota que maneja flujos sancionados, reduciendo así la oferta de buques en un mercado transparente.
La consecuencia práctica para las empresas de petróleo y gas y los traders es una revisión de la economía de los arbitrajes: el alto costo del flete y del seguro puede cerrar las entregas de materias primas y productos petroleros incluso donde los márgenes en las bolsas parecen atractivos. Como resultado, parte de la volatilidad se desplaza de la curva "papel" a los diferenciales físicos y las primas sobre la base en las principales rutas del Medio Oriente a Asia.
Productos petroleros y refinerías: alta demanda invernal al inicio de reparaciones estacionales
El segmento de productos petroleros a finales del invierno es tradicionalmente sensible al clima y a los riesgos tecnológicos. En EE. UU., las cifras semanales recientes indican reducciones significativas en los inventarios de petróleo, gasolina y destilados debido a una alta carga de trabajo de las refinerías (alrededor del 91%) y un aumento en el consumo, lo que apoya los productos petroleros y reduce la probabilidad de caídas bruscas en los precios bajo condiciones normales. Al mismo tiempo, la temporada de reparaciones obliga al mercado a estar especialmente atento a cualquier parada no programada en grandes refinerías.
Para Europa, la incertidumbre relacionada con las sanciones en ciertos activos de refinación y logística de materias primas sigue siendo una prueba de estrés adicional: las restricciones a la financiación, al seguro y a contratos a largo plazo pueden transformarse rápidamente en desequilibrios locales en la gasolina, el diésel y el queroseno. Para los traders globales, esto significa un aumento en el papel de las primas regionales y la calidad del producto, y para las compañías de combustibles, la necesidad de mantener cadenas de suministro más flexibles.
- Diésel y destilados: durante el invierno, este segmento a menudo marca el “nervio” en el mercado de productos petroleros.
- Refinerías y reparaciones: los cronogramas de mantenimiento se han convertido en un factor de precios tan significativo como las cotizaciones del petróleo.
- Logística de combustible: las restricciones financieras y de seguros afectan cada vez más la disponibilidad de suministros junto con las capacidades físicas.
Gas y GNL: Europa recibe volúmenes récord, pero los depósitos están alrededor de un tercio
El mercado europeo de gas natural concluye el invierno con una alta participación de GNL en su balance. Febrero está marcando un récord en las llegadas de GNL a Europa: los EE. UU. están proporcionando la mayor parte del volumen, y el GNL ruso sigue siendo una fuente notable. El principal problema se traslada a la temporada de inyección: los depósitos subterráneos a finales de febrero se estiman en aproximadamente un tercio de su capacidad, por debajo de lo habitual, lo que incrementa la sensibilidad de los precios europeos al clima y al mercado spot asiático.
Estructuralmente, el mercado sostiene un aumento en la oferta mundial de GNL: se espera que se aceleren las nuevas capacidades y aumente la producción/exportación mundial, principalmente gracias a América del Norte, y a más largo plazo, también en el Medio Oriente. Sin embargo, el "interruptor" sigue siendo Asia: el regreso de China y de grandes compradores al mercado spot puede rápidamente atraer volúmenes marginales y aumentar la volatilidad en Europa. En EE. UU., el perfil invernal se confirma con importantes extracciones semanales de gas de los depósitos, lo que mantiene la atención tanto en Henry Hub como en el balance de exportación de GNL.
Oleoductos y sanciones: Druzhba, Europa Central y 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, debido a daños y retrasos en la restauración del tránsito, se ha convertido en una fuente de presión política: Hungría y Eslovaquia vinculan públicamente su apoyo a Ucrania con la reanudación de los envíos, emplean reservas estratégicas y revisan su papel en el suministro del sistema energético ucraniano.
Paralelamente, la Unión Europea está preparando un mecanismo legal que deberá formalizar la obligación de poner fin a las importaciones de petróleo ruso para finales de 2027 y hacerlo resistente a posibles cambios en el régimen de sanciones. Para el comercio mundial de petróleo, esto significa una competencia más dura por barriles "no rusos" en 2026-2027, el aumento de la relevancia de rutas alternativas (Medio Oriente, Mar del Norte, África, EE. UU., América Latina) y el mantenimiento de descuentos/primas dependiendo del estatus de sanciones de los envíos.
En el Reino Unido, se ha anunciado el mayor paquete de sanciones desde 2022, que afecta a la infraestructura y los elementos de logística “sombra”. Estas decisiones a menudo operan a través de efectos secundarios —seguros, financiación, disponibilidad de flota y servicios— y, por lo tanto, pueden influir simultáneamente en el petróleo, los productos petroleros y los costos de entrega.
Electricidad, energías renovables y redes: aumento de la proporción de viento y sol con "agujeros meteorológicos"
El sector eléctrico europeo continúa su transición energética: en 2025, la energía eólica y solar superó por primera vez la generación de combustibles fósiles en participación de producción, y las fuentes de bajo carbono (energías renovables y nuclear) constituyen la mayor parte del balance. Sin embargo, la eficiencia de esta estructura se vuelve cada vez más dependiente de las redes, sistemas de almacenamiento y flexibilidad en la demanda: la falta de capacidad de transmisión conduce a limitaciones forzadas en la producción de energías renovables, y durante periodos de poco viento, aumenta la necesidad de generación a gas y carbón —y, como consecuencia, de combustible y cuotas de carbono.
Un riesgo adicional es el clima. Alemania, el mayor productor de energía eólica en Europa, enfrenta un prolongado periodo de poco viento; las proyecciones indican la probabilidad de una generación inferior a lo normal en el primer trimestre de 2026. En la práctica, esto significa una mayor volatilidad intradía en el mercado eléctrico y una demanda más sensible de gas, carbón y capacidades de equilibrado. La Comisión Europea discute medidas que deberían acelerar las inversiones en redes y eficiencia energética, incluidos los mecanismos para movilizar capital privado en proyectos de infraestructura.
Lo que es importante para inversores y participantes del mercado de energía el 25 de febrero
Mañana el mercado estará recalculando la prima de riesgo en tiempo real. Para las empresas de petróleo y gas, refinerías, energía y comercio, este es un día en que señales “menores” (declaraciones, cronogramas de reparaciones, pronósticos meteorológicos) pueden cambiar el dinero en los márgenes y la logística.
- EE. UU.-Irán: cualquier indicio de desescalada/escalada afecta al Brent, fletes y sobreprecios de seguros en el Golfo Pérsico.
- Druzhba y UE: el estatus de tránsito y las decisiones de Europa Central definirán las primas regionales por materias primas y combustibles.
- Gas y GNL: las tasas de entrega a Europa y la disposición de Asia para pagar primas spot son clave para la volatilidad de TTF.
- Productos petroleros y refinerías: durante la temporada de reparaciones, cualquier contratiempo se refleja rápidamente en el diésel, gasolina y queroseno.
- Electricidad: la previsión de viento y temperatura sigue siendo el mejor indicador rápido de la demanda de gas y carbón en la generación.
