Noticias de petróleo, gas y energía, sábado, 14 de febrero de 2026: OPEP+ se inclina hacia un aumento de la producción a partir de abril, el petróleo se pone a la defensiva
Al 13 de febrero de 2026 (hora de fijación — no especificada), el mercado mundial de energía ha entrado en un modo de reevaluación del balance: las expectativas de reanudación del incremento de la producción de OPEP+ a partir de abril han aumentado la presión sobre el petróleo, mientras que las estadísticas de la EIA mostraron un notable aumento de las reservas de petróleo en EE. UU. Paralelamente, la AIE en su informe de febrero mantiene un tono cauteloso sobre la demanda y advierte sobre el riesgo de un exceso de oferta en 2026. Para los inversores en petróleo, gas y energía, esto desplaza el enfoque hacia la sostenibilidad de los márgenes de las refinerías, las cadenas de suministro de productos derivados del petróleo y la calidad de las inversiones en energía eléctrica y fuentes de energía renovable.
- Petróleo: Brent alrededor de $67/barril, WTI alrededor de $62–63/barril; el mercado prevé una oferta más alta en el segundo trimestre.
- Gas: TTF alrededor de €32/MWh; Europa entra en la temporada de inyección de almacenamiento de gas con reservas bajas (exactamente al 13 de febrero — no especificado).
- Electricidad: para la entrega del 14 de febrero, en algunas zonas se mantienen niveles de precios de tres cifras — las inversiones en redes y las normas de conexión se convierten en los impulsores clave para las fuentes de energía renovable.
Mercado de petróleo: OPEP+, demanda y expectativas para 2026
La clave noticia del día sobre el petróleo fue la discusión dentro de OPEP+ sobre el regreso de aumentos en la producción a partir de abril de 2026 tras una pausa en enero-marzo. El mercado interpreta esto como un intento de "asegurar" previamente la cuota de mercado antes de la demanda veraniega, incluso si el balance del segundo trimestre parece más suave que la norma estacional. Adicionalmente, la AIE en su informe de febrero estima que el crecimiento de la demanda mundial en 2026 será de aproximadamente 850 mil barriles/día, mientras que la oferta mundial podría aumentar en aproximadamente 2.4 millones de barriles/día en 2026. Esto eleva la sensibilidad de los precios a los flujos de exportación reales y al cumplimiento de las cuotas, lo cual es crítico para la estrategia de cobertura y la inversión en producción.
Para la inversión en upstream, esto implica requisitos más altos en cuanto a costes y sostenibilidad del flujo de caja. Los proyectos a largo plazo son evaluados con mayor rigor, y el mercado a menudo prefiere empresas con un fuerte flujo de caja libre y una política de capital predecible. La geopolítica (Medio Oriente) sigue siendo una fuente de volatilidad, pero su contribución a los precios al 13 de febrero de 2026 — no especificada.
Precios e indicadores al 13–14 de febrero
- Petróleo Brent: alrededor de $67/barril.
- Petróleo WTI: alrededor de $62–63/barril.
- Gas TTF (Europa): alrededor de €32/MWh.
- Gas Henry Hub (EE. UU.): alrededor de $3.17/MMBtu.
- GNL JKM (Asia): alrededor de $11/MMBtu.
- Carbón Newcastle: alrededor de $115–116/tonelada.
- Electricidad (Nord Pool, entrega 14 de febrero): Alemania ~€103.5/MWh; Países Bajos ~€95/MWh; Francia ~€34/MWh; otras zonas — no especificadas.
- EU ETS (carbono): alrededor de €73/t CO₂ al cierre del 12 de febrero; al 13 de febrero — no especificada.
EE. UU.: reservas, refinerías y señales para productos derivados del petróleo
La estadística americana de la EIA estableció el tono para la discusión sobre la "física" del mercado. En la semana que terminó el 6 de febrero, las reservas comerciales de petróleo aumentaron en 8.5 millones de barriles hasta 428.8 millones de barriles. Las refinerías procesaban aproximadamente 16.0 millones de barriles/día, y la utilización de la capacidad fue de alrededor del 89%. Por otro lado, las reservas de gasolina aumentaron en 1.2 millones de barriles, mientras que las reservas de destilados disminuyeron en 2.7 millones de barriles.
Para el segmento de "productos derivados del petróleo", esto implica un balance divergente: con reservas de petróleo en niveles cómodos, el mercado puede experimentar tensiones locales en el diésel y combustible de aviación, especialmente si el clima estacional eleva la demanda. Esto es importante para los inversores, dado que el margen de las refinerías y las exportaciones de productos derivados del petróleo de EE. UU. a Europa a menudo actúan como un "amortiguador" para el mercado global de combustible.
Refinerías y productos derivados del petróleo: eventos operativos e impacto en el mercado
Los riesgos operativos en la refinación están nuevamente en el foco. En Rusia, según fuentes, la refinería de Volgogrado detuvo la producción tras un incendio ocasionado por un ataque de dron; una instalación importante de procesamiento primario resultó dañada. Esto afecta indirectamente al mercado global de petróleo, pero para el balance regional de productos derivados del petróleo (principalmente diésel) tales eventos aumentan la prima de riesgo, fortalecen la demanda de importaciones y pueden apoyar el margen de las refinerías europeas.
En Europa, el cumplimiento de las sanciones está cambiando incluso los modelos operativos: TotalEnergies ha asumido el control operativo total de la refinería Zeeland en los Países Bajos, manteniendo una participación con Lukoil, concentrando las compras de materia prima y la venta de productos derivados del petróleo en un mismo marco de gestión. En África, es importante la señal de Nigeria: Dangote ha reanudado la operación de una gran planta de destilación al vacío, y se espera una puesta en marcha de prueba del bloque de gasolina en los próximos días; esto potencialmente refuerza la sustitución de importaciones de productos derivados del petróleo en la región y modifica la demanda regional de petróleo.
Gas y GNL: Europa entre almacenamiento y un nuevo régimen de entregas
El mercado de gas en Europa sigue siendo sensible a las reservas y a la competencia por GNL. El TTF se mantiene alrededor de €32/MWh, sin embargo, para los inversores, es más importante la trayectoria de inyección de almacenamiento: las estimaciones públicas indican que la capacidad de los depósitos europeos está alrededor del 35–36% (valor exacto al 13 de febrero de 2026 — no especificado). Además, la UE ha aprobado una prohibición gradual de importación de gas ruso para finales de 2027 (GNL — antes), consolidando la dependencia estructural de Europa del mercado mundial de GNL y aumentando el valor de las entregas flexibles.
En Asia, el marcador JKM alrededor de $11/MMBtu muestra una demanda relativamente tranquila, pero la oferta depende de los cronogramas de los megaproyectos. Se ha informado de un retraso en el inicio de la primera fase de expansión de las capacidades de GNL de Catar hasta finales de 2026. Para los mercados de Europa y Asia, esto sostiene la prima por una "molécula lista" y aumenta la importancia de invertir en regasificación, infraestructura de gas y flexibilidad energética.
Electricidad y fuentes de energía renovable: precios, redes y ciclo de inversión
Al 14 de febrero, los precios de electricidad en Europa, según datos de Nord Pool, se mantienen dispares: Alemania alrededor de €103.5/MWh, Países Bajos alrededor de €95/MWh, Francia alrededor de €34/MWh. Esta disparidad se debe a la estructura de la generación (nuclear, gas, fuentes de energía renovable), la disponibilidad de interconexiones y las limitaciones de la red. El ciclo de inversión en el sector energético se está concentrando cada vez más en la infraestructura: en el Reino Unido se han otorgado contratos de subvención por un volumen récord de generación solar, y la disputa entre Londres y París sobre el financiamiento de cables interconectores adicionales subraya que los proyectos de red se están convirtiendo en un factor político en la velocidad de introducción de fuentes de energía renovable.
En el continente, aumenta el "costo de la red": en Alemania se discute un mecanismo donde los desarrolladores de fuentes de energía renovable asumirían una mayor parte de los costos de conexión a las redes eléctricas. Para los proyectos de energía renovable, esto puede significar una revisión de la TIR y una selección más precisa de los sitios. Francia, en su estrategia, apuesta por el crecimiento de la electricidad descarbonizada (nuclear y fuentes de energía renovable) y por incentivar la electrificación de la demanda, lo que refuerza la demanda estructural de inversiones en redes y flexibilidad (almacenamiento, gestión de la demanda).
Carbón: referencia de precios, Asia y riesgos de carbono
El carbón sigue siendo un recurso "de seguro" en la energía mundial, principalmente en Asia. Newcastle se mantiene alrededor de $115–116/tonelada, lo que sigue siendo significativo para la generación eléctrica marginal y para la cobertura de carteras. En Europa, el papel del carbón está determinado por el costo del CO₂ y el régimen del sistema energético: los movimientos bruscos de precios del EU ETS cambian temporalmente la economía de la generación de carbón, pero no eliminan las restricciones a largo plazo sobre el financiamiento de activos y proyectos de carbón.
Regulación, sanciones y pronóstico
Los riesgos regulatorios y de sanciones siguen siendo sistémicos para el sector energético. En Europa, la inestabilidad del precio del CO₂ aumenta la incertidumbre para la inversión en descarbonización, mientras que en el sector de petróleo y gas los cambios en los regímenes de sanciones pueden redistribuir rápidamente los flujos de petróleo y materias primas para las refinerías (incluyendo el destino venezolano). Para los próximos días, el escenario base para el petróleo es la consolidación en el rango de $65–70 Brent, dominado por la cuestión de la oferta de OPEP+.
Escenarios para los próximos días:
- Base: petróleo en rango, gas — bajo el control del clima y la dinámica de almacenamiento, electricidad — bajo la influencia de las limitaciones de la red.
- Riesgo al alza: interrupciones en la infraestructura y un endurecimiento de las sanciones elevan la prima de riesgo en petróleo y diésel, apoyando el margen de las refinerías y los precios de los productos derivados del petróleo.
- Riesgo a la baja: aceleración de las expectativas sobre el aumento de la producción y el aumento de la disponibilidad de petróleo pesado presionan sobre el petróleo y las inversiones en upstream.
Checklist para los participantes del mercado energético:
- comunicaciones de OPEP+ antes de la reunión del 1 de marzo;
- datos semanales de la EIA sobre petróleo, gas y productos derivados del petróleo;
- dinámicas de los almacenes en Europa y la situación competitiva en el mercado de GNL (al 13 de febrero — no especificado);
- noticias sobre refinerías (mantenimientos, incidentes) y sobre cadenas de suministro de productos derivados del petróleo;
- decisiones sobre redes, interconectores y carbono que impactan en la electricidad y las fuentes de energía renovable.
