Energía global y sector de petróleo y gas - petróleo, gas y mercado energético 26 de enero de 2026.

Noticias mundiales del sector de petróleo, gas y energía al 26 de enero de 2026: petróleo, gas, electricidad, energías renovables, carbón y productos petroleros. Análisis de eventos y tendencias clave en el sector energético global para inversores y participantes del mercado.

Los eventos actuales del complejo de combustible y energía (TKE) el 26 de enero de 2026 están marcados por una combinación de nuevos desafíos estacionales y la persistencia de tensiones geopolíticas, en un contexto relativamente equilibrado en los mercados de materias primas. El clima helado en Europa está poniendo a prueba las capacidades del sistema energético, aumentando rápidamente la demanda de gas y poniendo a prueba la solidez de los suministros de combustible. Al mismo tiempo, el mercado petrolero mundial sigue enfrentándose a un exceso de oferta, aunque ciertos riesgos y conflictos mantienen la cautela entre los participantes. Las negociaciones por la paz en Ucrania ofrecen una débil esperanza de suavización del enfrentamiento sancionador, pero las principales restricciones siguen vigentes. Mientras tanto, las inversiones en la extracción de hidrocarburos y el desarrollo de la energía "verde" se mantienen a un nivel alto, reflejando el deseo de los países de garantizar la seguridad energética y acelerar la transición hacia la energía limpia. A continuación, se presenta una revisión detallada de las principales noticias y tendencias en los sectores de petróleo, gas, electricidad y materias primas en la fecha actual.

Mercado mundial del petróleo: exceso de oferta y demanda contenida presionan los precios

Los precios globales del petróleo a finales de enero siguen bajo una presión moderada a la baja, a pesar de los recientes picos a corto plazo. La mezcla de referencia Brent se cotiza en torno a $64-67 por barril, mientras que el WTI estadounidense ronda los $59-61, lo que representa aproximadamente un 15% menos que los niveles del año pasado. Así, el mercado mantiene una relativa estabilidad tras la normalización de precios post-crisis, aunque el equilibrio sigue siendo frágil. Los principales factores que afectan al mercado del petróleo son:

Política de la OPEP+: el grupo petrolero, después de un prolongado período de aumento de la producción, ha hecho una pausa por primera vez. En la reunión a finales de 2025, los países de la OPEP+ decidieron mantener la producción total en el nivel actual, cancelando el aumento de cuotas planificado para el primer trimestre de 2026. Esta decisión se tomó ante signos de exceso de petróleo en el mercado y llevó a un ligero aumento de los precios al inicio del año. Sin embargo, la participación de la OPEP+ en los suministros mundiales sigue por debajo de los máximos anteriores, ya que durante el aumento de cuotas, el grupo no ha recuperado completamente las posiciones perdidas.
Aumento de la producción fuera de la OPEP: en paralelo con las acciones de la OPEP+, otros productores continúan aumentando la oferta. Las empresas independientes en EE.UU. han elevado la producción de esquisto a niveles récord de aproximadamente 13 millones de barriles/día, cerca de los máximos históricos. Nuevos proyectos en América Latina (Brasil, Guyana) y la recuperación de la producción en Canadá contribuyen significativamente al aumento de la oferta mundial. Como resultado, la producción global de petróleo supera la demanda, generando excedentes y presionando sobre el precio del petróleo y los productos petroleros.
Demanda mundial: el consumo de petróleo está aumentando mucho más lentamente que en años anteriores. Según estimaciones de la Agencia Internacional de Energía (AIE), el crecimiento de la demanda mundial en 2026 será de aproximadamente +0,9 millones de barriles por día (menos de +1%), similar a la cifra del año pasado y notablemente más bajo que las tasas de 2023. La OPEP prevé una dinámica similar (alrededor de +1,3 millones de barriles/día). Las razones de este crecimiento contenido son la desaceleración de la economía mundial (especialmente la reducción de las tasas del PIB en China y otros grandes consumidores) y las medidas de ahorro energético. Los altos precios de años anteriores impulsaron una mayor eficiencia y la transición a fuentes alternativas, lo que también limita los apetitos del mercado.
Geopolítica y finanzas: los eventos geopolíticos continúan creando un fondo para la fluctuación de precios, pero su influencia se ve atenuada por el exceso de oferta. Este invierno, la situación en Oriente Medio se ha intensificado: las amenazas de conflicto militar en torno a Irán provocaron un aumento temporal de los precios, y a principios de enero, cambios políticos repentinos en Venezuela llevaron a la suspensión temporal de las exportaciones de este país. Además, se han reportado interrupciones en algunas regiones, como ataques con drones y problemas técnicos que redujeron la producción en Kazajistán. Sin embargo, el mercado global ha respondido a estos eventos de manera relativamente tranquila: los excedentes de suministros y la capacidad libre de otros productores han permitido compensar las pérdidas locales. Un factor adicional estabilizador son las expectativas de flexibilización de la política monetaria en EE.UU. y Europa en caso de un mayor desaceleramiento económico; esto mantiene el optimismo de los inversores y reduce la presión del dólar fuerte sobre las materias primas. Al mismo tiempo, el enfrentamiento sancionador entre Rusia y Occidente sigue sin resolverse: a pesar del optimismo cauteloso respecto a un posible acuerdo de paz en Ucrania, las restricciones vigentes sobre el petróleo y los productos petroleros rusos continúan. El petróleo ruso Urals sigue vendiéndose con un gran descuento (alrededor de ~$40 por barril, significativamente por debajo de las cotizaciones de Brent), reflejando las restricciones de exportación y los techos de precios. En general, gracias a la combinación de factores, las cotizaciones de petróleo se mantienen en un rango estrecho, y el mercado necesita un impulso claro, ya sea en forma de una reducción significativa de la producción o un aumento notable de la demanda, para salir de su estado de equilibrio.

Mercado europeo de gas: heladas reducen reservas y causan volatilidad en precios

En el sector del gas de Europa, el inicio del año 2026 se ha caracterizado por un cambio brusco de actitudes: de la abundancia de combustible a la lucha contra las consecuencias del frío. La Unión Europea comenzó el invierno con reservas de gas en almacenamiento subterráneo (PCH) sin precedentes, que a principios de enero estaban llenas en más del 90%, lo que anteriormente permitió que los precios en bolsa cayeran a niveles mínimos en el último año (el costo del gas en el hub TTF cayó brevemente a ~$330 por 1,000 m³, o alrededor de €28 por MWh). Sin embargo, la prolongada ola de frío que abarcó gran parte de Europa en enero aumentó drásticamente la demanda de energía. La extracción de gas de los depósitos alcanzó volúmenes récord; para el 21 de enero, las reservas se redujeron aproximadamente al 47% de su capacidad, lo que está significativamente por debajo de los niveles promedio de años anteriores en esta fecha. Los precios del gas se dispararon: desde principios de mes, las cotizaciones TTF subieron aproximadamente un 30%, desde ~$34 (29 €) hasta ~$45 (≈39 €) por MWh. Este es el mayor aumento de enero en los últimos cinco años, provocado por una combinación de factores climáticos y la coyuntura global. Sin embargo, incluso considerando este salto, los precios europeos siguen siendo varias veces inferiores a los picos de la crisis del invierno 2021-2022, y las altas reservas en almacenamiento aún protegen a la región de déficits. Analicemos las principales tendencias que influyen en el mercado del gas:

Minimización de las importaciones rusas: los países de la UE prácticamente han renunciado durante el último año a las importaciones de gas ruso por tubería. La cuota de Rusia en la estructura de las importaciones europeas ha disminuido al 10-15% (frente a más del 40% antes de 2022). Los volúmenes que faltan se están reemplazando de manera satisfactoria a través de canales alternativos: el suministro de gas natural licuado (GNL) de EE.UU., Catar, países de África y Oriente Medio se está utilizando a plena capacidad. La puesta en marcha de nuevas terminales de regasificación (en Alemania, Italia, Países Bajos y otros países) ha ampliado las capacidades de infraestructura para recibir GNL. Como resultado, Europa ha diversificado sus fuentes y ha logrado acumular un gran reservorio de gas antes del invierno sin depender de Gazprom.
Acuerdo EE.UU.-UE sobre GNL: un importante acuerdo a largo plazo entre Washington y Bruselas sobre el suministro de GNL estadounidense por un valor de hasta $750 mil millones en 2026-2028 aún se está llevando a cabo lentamente. Esto se debe en gran parte a la coyuntura del mercado: en medio de los precios bajos del otoño pasado, los importadores europeos compraron menores volúmenes de los previstos en los acuerdos. Así, el suministro de gas de EE.UU. a la UE entre septiembre y diciembre de 2025 se estima en alrededor de $29.6 mil millones, lo que está muy por debajo de los objetivos anuales planteados. El gas barato en el mercado spot ha reducido la motivación económica para elegir volúmenes a largo plazo fijos. Ahora, con la recuperación de los precios este invierno, se puede esperar una activación de los suministros bajo los contratos, ya que la necesidad de GNL estadounidense aumenta nuevamente y los participantes del mercado están revisando sus estrategias de compra para garantizar el llenado de PCH antes de la próximo temporada de calefacción.
Factor climático: la actual situación ha demostrado que incluso las reservas récord no son suficientes en condiciones climáticas extremas. Un clima anormalmente frío en varias regiones del hemisferio norte (Europa, América del Norte, partes de Asia) ha llevado a un aumento simultáneo de la demanda de gas, agotando las reservas rápidamente. Si las heladas persisten durante mucho tiempo, es posible que haya nuevos picos de precios; en particular, los comerciantes ya han adoptado una actitud "alcista", comprando activamente futuros de gas en anticipación de futuros aumentos de precios. Al mismo tiempo, la infraestructura de Europa está operando a plena carga: los operadores de transporte de gas han aumentado la extracción de PCH y los proveedores de GNL están desviando rápidamente buques hacia los terminales europeos, a pesar de la alta competencia con consumidores asiáticos. Un factor adicional son las restricciones ambientales: las estrictas normas de emisiones de CO₂ limitan las capacidades para aumentar la producción interna de gas en varios países de la UE. Esto significa que, en caso de prolongadas heladas, Europa se verá obligada a depender de importaciones y reservas anteriores, lo que mantiene la volatilidad del mercado.
Demanda en Asia: los países asiáticos también están experimentando un aumento estacional en el consumo de gas, compitiendo con Europa por el GNL. China e India están aumentando activamente las compras de gas licuado para satisfacer las necesidades pico: las provincias del norte de China están experimentando una mayor demanda de calefacción, mientras que India está comprando partidas adicionales de gas para generar electricidad. Al mismo tiempo, China sigue aumentando su producción interna de gas natural (en 2025, la producción nacional de gas aumentó aproximadamente un 6%, alcanzando nuevos niveles récord), aunque esto no es suficiente para satisfacer completamente la demanda interna, por lo que la República Popular China sigue siendo el mayor importador mundial de gas. India, por su parte, se beneficia de la situación en el mercado sancionado y aumenta las compras de GNL ruso barato junto con el petróleo, fortaleciendo su seguridad energética y apoyando indirectamente la demanda mundial. En general, la reactivación de la demanda en Asia este invierno agrava la presión sobre el mercado global de gas, sin embargo, gracias a las altísimas reservas europeas y a las flexibles rutas de suministro, se logra evitar un serio déficit.

Situación internacional: enfrentamiento sancionador y nuevos riesgos para la energía

Los factores geopolíticos siguen influyendo significativamente en la energía mundial. En las relaciones entre Rusia y Occidente se observa un frágil equilibrio: por un lado, a finales de 2025 comenzaron negociaciones cautelosas para resolver el conflicto en Ucrania, lo que generó optimismo sobre un posible levantamiento parcial de las sanciones. En consecuencia, por ejemplo, la Unión Europea aún está posponiendo la implementación de nuevas medidas estrictas (un nuevo paquete de sanciones) en espera de avances diplomáticos. Se mantienen ciertos canales de diálogo, como las negociaciones sobre acuerdos de granos y el intercambio de prisioneros, lo que señala el deseo de las partes de evitar una mayor escalada. Por otro lado, todavía no hay avances significativos: las principales restricciones económicas contra el TKE ruso se mantienen vigentes, y Washington y Bruselas subrayan su disposición a aumentar la presión si los progresos en la pista política se estancan. Los inversores consideran estos riesgos: cualquier información sobre el progreso de las negociaciones o posibles nuevas sanciones se refleja de inmediato en las cotizaciones del petróleo y los contratos de gas, llevando al mercado a navegar entre las esperanzas de desescalada y los temores de un aumento de la confrontación.

Además de la dirección rusa-occidental, otros eventos geopolíticos han ganado protagonismo, capaces de afectar al sector energético. A principios de enero, estalló una crisis política en Venezuela: el presidente Nicolás Maduro fue destituido tras disturbios internos con el apoyo indirecto de EE.UU. Esto condujo a una reducción temporal en las exportaciones de petróleo venezolano, ya que la infraestructura y los suministros quedaron desorganizados. Washington ha instado a las empresas internacionales a invertir en la recuperación del sector petrolero de Venezuela, esperando un aumento de la oferta global proveniente de este país en el futuro, pero a corto plazo el mercado ha recibido otro factor de incertidumbre. Paralelamente, se ha intensificado la tensión en Oriente Medio: la retórica aguda y el intercambio de amenazas entre EE.UU. e Irán (en medio de disputas sobre el programa nuclear de Teherán) han generado preocupaciones sobre posibles interrupciones en los suministros de petróleo de la región del Golfo Pérsico. Aunque se logró evitar un enfrentamiento militar directo, y la producción en los campos del Medio Oriente continúa sin interrupciones significativas, la prima de riesgo en los precios ha aumentado algo. Además, en varios países africanos persiste la inestabilidad que puede afectar la extracción de recursos energéticos (por ejemplo, los conflictos internos en Nigeria y Libia reducen periódicamente las exportaciones de petróleo). Así, la situación internacional a principios de 2026 se caracteriza por un aumento en el nivel de incertidumbre. Hasta ahora, el mercado global de energéticos está suficientemente "diluido" con reservas excedentes para absorber los choques individuales, pero una mayor escalada de conflictos o un fracaso de los esfuerzos diplomáticos podría alterar este balance y llevar a nuevos saltos en los precios. Los participantes del mercado están atentos a las noticias del frente geopolítico, conscientes de que las decisiones políticas pueden cambiar rápidamente las fuerzas en el mapa energético mundial.

Asia: aumento de la producción interna en China y un sólido suministro de recursos energéticos en India

China: la mayor economía de Asia está aumentando con confianza su producción interna de hidrocarburos, estableciendo nuevos récords. Al final de 2025, la producción de petróleo en China superó los 4,3 millones de barriles/día, y el volumen anual de extracción de gas alcanzó un máximo histórico (aumento de aproximadamente +6% respecto al año anterior). Pekín está invirtiendo activamente en la expansión de las capacidades de refinación de petróleo (refinerías) y el desarrollo de la generación eléctrica, incluidos nuevos proyectos de plantas de generación eléctrica y energías renovables, con el objetivo de reducir la dependencia de las importaciones. Al mismo tiempo, el gobierno está invirtiendo en la exploración de nuevos yacimientos y en tecnologías de recuperación mejorada para asegurar la seguridad energética a largo plazo. La desaceleración del crecimiento económico observada en China en 2025 ha llevado a un crecimiento moderado en la demanda interna de energéticos. Sin embargo, China sigue siendo el mayor importador mundial de petróleo y gas, continuando sus compras significativas de materias primas en el extranjero para satisfacer sus enormes necesidades.
India: el segundo país más poblado del mundo mantiene su enfoque en garantizar a la economía recursos energéticos asequibles, equilibrando la presión externa y los intereses nacionales. A pesar de los llamados de EE.UU. a reducir la cooperación con Rusia y las restricciones impuestas por los países occidentales, las refinerías indias continúan comprando activamente petróleo ruso. En diciembre de 2025, las importaciones de petróleo desde Rusia a India se estimaron en más de 1,2 millones de barriles/día (después de un récord de ~1.77 millones en noviembre, cuando las refinerías indias se apresuraron a adquirir materias primas baratas antes de la implementación de nuevas sanciones). Así, Rusia se ha consolidado como un proveedor clave para el mercado indio, proporcionando materias primas con un descuento significativo. El primer ministro Narendra Modi a finales de año sostuvo negociaciones con el presidente Vladimir Putin, reafirmando el compromiso hacia el establecimiento de una asociación energética a largo plazo entre ambos países. Al mismo tiempo, India busca desarrollar su producción interna: se están implementando programas nacionales para la exploración de yacimientos de petróleo y gas en aguas profundas, y se incrementa la producción de carbón para la generación energética. Sin embargo, el crecimiento de la producción interna no avanza lo suficientemente rápido como para cubrir toda la creciente demanda, por lo que Nueva Delhi seguirá dependiendo de las importaciones, aprovechando las oportunidades favorables en el mercado global (incluidas las compras de recursos energéticos baratos de proveedores sancionados) para satisfacer las necesidades de su economía.
Sudeste Asiático: los países de esta región, cuya economía necesita electricidad asequible para el crecimiento industrial, continúan apostando por los recursos energéticos tradicionales, principalmente el carbón. A pesar de las tendencias ecológicas globales, en 2025 se observó una expansión adicional de la generación basada en carbón en el sudeste asiático. En Indonesia, Vietnam, Filipinas y otros países se están poniendo en marcha nuevas plantas de energía de carbón para satisfacer la creciente demanda de electricidad. Los gobiernos de estos países señalan que la alta necesidad de energía barata y confiable aún no permite una completa desvinculación del carbón, incluso con los programas de desarrollo de energías renovables en marcha. Al mismo tiempo, se están modernizando las infraestructuras y se discuten planes para "verdecer" la energía en el futuro, pero en los próximos años, el carbón seguirá desempeñando un papel clave en el balance energético de la región. Además del carbón, los países del sudeste asiático también están aumentando las importaciones de GNL para diversificar las fuentes de energía (por ejemplo, Tailandia y Bangladesh están construyendo activamente terminales de GNL). Así, el continente asiático combina en general el aumento de la producción interna con un aumento de las importaciones, permaneciendo como el principal motor de la demanda mundial de recursos energéticos tradicionales.

Energías renovables: inversiones globales récord e integración en sistemas energéticos

La transición energética global continúa ganando impulso, estableciendo nuevos hitos. En 2025, el mundo introdujo un volumen récord de capacidades de energía renovable: aproximadamente 750 GW de nuevas instalaciones (en total, en solar, eólica y otras "generaciones verdes"). Las inversiones en energía limpia alcanzaron un máximo histórico, superando los $2 billones en un año, lo que demuestra el incesante interés de los estados y las empresas en este sector. Las nuevas plantas solares (PS) y parques eólicos (PE) están proporcionando una proporción cada vez más significativa de generación de electricidad en diversos países. Por ejemplo, según datos preliminares, en la Unión Europea en 2025, la generación total de energía solar y eólica superó por primera vez a la producción de electricidad en plantas de energía de carbón, consolidando un giro que comenzó tras la crisis de 2022-2023. Tendencias similares se observan en otras regiones: en EE.UU., las fuentes renovables generaron más del 30% de la electricidad a principios de 2025, y en China, la introducción anual de nuevas capacidades de energías renovables estableció otro récord. Al mismo tiempo, la adopción masiva de energía "verde" plantea una serie de desafíos prácticos para los sistemas energéticos, lo cual se manifestó el año pasado. Las características clave de la etapa actual de la transición energética son:

Necesidad de reservas y soluciones híbridas: a pesar del rápido crecimiento de la participación de las energías renovables, las fuentes tradicionales (carbón, gas y energía nuclear) siguen siendo elementos necesarios en el balance energético para garantizar la estabilidad. Según estimaciones de expertos, en 2025, el consumo energético global aún se cubrió en aproximadamente un 80% mediante combustibles fósiles. El problema de la intermitencia de las fuentes renovables (cuando el sol no brilla por la noche y el viento se calma) obliga a los países a mantener capacidades de reserva. Durante períodos de cargas máximas o condiciones climáticas adversas, los sistemas energéticos aún dependen de plantas de energía a gas e incluso de carbón para evitar apagones. El invierno pasado, varios países europeos aumentaron temporalmente la generación en plantas de energía de carbón durante las horas en que faltaba energía eólica, lo que resalta el papel de las estaciones "clásicas" como amortiguadores. Para mejorar la fiabilidad, muchos estados están invirtiendo en sistemas de almacenamiento de energía —baterías industriales, plantas de energía hidroeléctrica de almacenamiento— y desarrollando redes inteligentes que puedan gestionar dinámicamente la carga. Todas estas medidas están orientadas a aumentar la resiliencia del suministro energético a medida que crece la proporción de energías renovables.
Diferencias regionales: los líderes en la adopción de tecnologías renovables siguen siendo los países desarrollados de Occidente y China. En la UE y EE.UU., se han implementado programas masivos de incentivos: subsidios y beneficios fiscales para acelerar la construcción de energías renovables y la localización de la producción de equipos (por ejemplo, la ley IRA estadounidense y las iniciativas europeas de financiación climática). Al mismo tiempo, los estados occidentales no renuncian a los mecanismos de amortiguación; se mantienen reservas estratégicas de petróleo y gas para su uso en situaciones de emergencia. China sigue su propio camino al combinar el desarrollo de energía renovable con el aumento de la base de generación convencional: paralelamente a la introducción de miles de megavatios de paneles solares y turbinas eólicas, Beijing está construyendo nuevas plantas hidroeléctricas y nucleares. Este enfoque permite a la RPD equilibrar su sistema energético y satisfacer la creciente demanda sin depender exclusivamente de fuentes intermitentes. En los países en desarrollo, la transición es más cautelosa: las limitadas oportunidades de inversión y la necesidad de energía asequible les llevan a seguir utilizando combustibles fósiles por más tiempo, aunque incluso allí aparecen los primeros grandes proyectos de energías renovables con el apoyo de organizaciones internacionales.
Influencia en el mercado eléctrico: el rápido crecimiento de la generación de energías renovables ya está modificando la estructura de los mercados. En ciertos momentos, cuando la producción solar y eólica es máxima, se observan excesos de electricidad, lo que lleva a la caída de los precios mayoristas hasta valores negativos. Estos episodios ocurrieron en 2025 en Europa (por ejemplo, en Alemania durante días primaverales con mucho viento) y en algunas provincias chinas. La energía barata o "gratuita" durante las horas pico incentiva a los consumidores y las empresas a cambiar a horarios flexibles de consumo, y a los operadores a desarrollar infraestructura de almacenamiento (baterías, tecnologías de hidrógeno) para retener energía excedente. Además, con el objetivo de descarbonizar gradualmente la economía, está ampliándose el mercado de permisos y impuestos de carbono, que animan a las empresas a reducir emisiones e invertir en tecnologías limpias. En general, los resultados del año pasado confirman la resistencia de la tendencia hacia la transición energética: la participación de fuentes renovables en el suministro energético mundial sigue creciendo. Los expertos pronostican que para 2026-2027, la generación total de energías renovables podría superar por primera vez la producción de electricidad a partir de carbón a nivel global. Sin embargo, para los próximos años, se mantiene la necesidad de equilibrar las tecnologías "verdes" con los recursos tradicionales para asegurar un funcionamiento fiable de los sistemas energéticos en cualquier escenario.

Mercado del carbón: demanda estable y curso hacia la gradual "verdes"ización

A pesar de los esfuerzos por reducir las emisiones, el carbón en 2025 volvió a demostrar su resistencia en la demanda, especialmente en Asia. El consumo mundial de carbón alcanzó niveles récord, aproximadamente 8.8 mil millones de toneladas en un año, lo que representa un aumento de ~0.5% en comparación con 2024. Esta dinámica refleja un complejo equilibrio entre los países desarrollados, que están reduciendo el uso del carbón, y las economías en desarrollo, que están aumentando su quema para apoyar el crecimiento. El principal crecimiento de la demanda provino de la región asiática, mientras que en Europa y América del Norte, el consumo, por el contrario, disminuyó. La situación en el mercado del carbón se caracteriza actualmente por los siguientes puntos:

China e India: las dos economías en desarrollo más grandes continúan utilizando carbón activamente para la generación de electricidad y la producción de acero. En China, a pesar del cierre de algunas minas de carbón obsoletas y el objetivo declarado de alcanzar la cima de las emisiones a finales de esta década, se están introduciendo nuevas plantas de energía de carbón modernas; la capacidad total de las unidades puestas en marcha o en construcción supera los 50 GW. India también está ampliando rápidamente su generación a partir del carbón para satisfacer la creciente demanda energética de la industria y la población. Los gobiernos de ambos países subrayan que en los próximos años el carbón seguirá siendo la fuente más importante de energía para sus economías, aunque al mismo tiempo se están implementando programas de desarrollo de energías renovables y aumentando la eficiencia de las plantas de energía de carbón (por ejemplo, la implementación de tecnologías de control de emisiones).
Exportadores y precios: los principales proveedores de carbón del mundo —Indonesia, Australia, Rusia, Sudáfrica— mantuvieron altos niveles de extracción y exportación en 2025, satisfaciendo la demanda de los compradores asiáticos. Después de un rápido aumento de los precios en 2022-2023, el mercado mundial del carbón se estabilizó: las cotizaciones del carbón energético (marcador Newcastle) se mantienen en el rango de $120-140 por tonelada, lo que está significativamente por debajo de los picos de hace dos años, pero aún brinda rentabilidad en la extracción y el comercio. Las reservas de carbón en los terminales de los principales importadores (en China, India, Japón) se mantienen en niveles cómodos, lo que previene los aumentos de precios incluso durante interrupciones temporales. Por ejemplo, eventos como la estación de lluvias en Indonesia o problemas logísticos en Australia ya no provocan aumentos de precios frenéticos como ocurrió durante la crisis, gracias a las reservas creadas y las rutas de suministro diversificadas.
Política de los países desarrollados: en EE.UU., países de la UE y Reino Unido continúa la tendencia hacia el abandono de la generación de carbón. En 2025, la participación del carbón en la generación eléctrica en Occidente disminuyó a un ritmo de dos dígitos; se están cerrando rápidamente las plantas de energía más antiguas, y los nuevos proyectos se bloquean por las normas ambientales y la falta de viabilidad económica (la energía renovable y el gas a menudo son más baratos). La Comisión Europea y los gobiernos están imponiendo restricciones cada vez más estrictas sobre las emisiones de CO₂, lo que hace que el mantenimiento de las capacidades de carbón sea costoso. Como resultado, el consumo de carbón en la generación eléctrica en Europa ha caído a niveles mínimos en varias décadas. En EE.UU., una tendencia similar se está desarrollando: varios estados han anunciado planes para cerrar completamente las centrales eléctricas de carbón para la década de 2030. Sin embargo, el efecto global de estas medidas se ve compensado por el aumento en Asia; la disminución de la demanda en Occidente se compensa con el aumento de la quema de carbón en los países en desarrollo. Así, el consumo mundial de carbón se mantiene aún cerca de niveles récord, aunque ya se notan los primeros pasos hacia su reducción a largo plazo. En el futuro, a medida que se reduzcan los costos de las energías renovables y se perfeccionen los sistemas de almacenamiento de energía, se espera que la dependencia de la economía mundial del carbón disminuya, pero el período de transición se prolongará por varios años.

Mercado ruso de productos petroleros: prórroga de medidas para estabilizar los precios del combustible

En el mercado interno de productos petroleros de Rusia, a principios de 2026, se mantiene una situación relativamente tranquila, lograda gracias a la intervención del gobierno en la segunda mitad del año pasado. Tras el aumento de los precios de la gasolina y el diésel el verano pasado, las autoridades implementaron un conjunto de medidas urgentes que continúan en vigor en la actualidad. Estas medidas han permitido saturar el mercado interno con combustible, reducir los precios mayoristas y prevenir déficits en la temporada de alta demanda. Medidas claves y su evolución:

Limitación de las exportaciones de combustible: el gobierno ha prorrogado la prohibición (y cuotificación) de la exportación de gasolina y diésel, impuesta en otoño de 2025, por tiempo indefinido hasta estabilizar el mercado. La mayoría de las empresas petroleras todavía tienen prohibido exportar combustible a países extranjeros, excepto para suministros bajo acuerdos intergubernamentales y contratos con países aliados. Gracias a esto, grandes volúmenes de gasolina y diésel han sido redirigidos al mercado interno, lo que ha incrementado la oferta en las estaciones de servicio y bases mayoristas. Como resultado, los precios mayoristas del combustible, que alcanzaron niveles máximos en septiembre, han comenzado a bajar y hasta ahora se mantienen notablemente por debajo de dichos máximos.
Corrección del mecanismo de amortiguación: desde el 1 de octubre de 2025, se modificó temporalmente la fórmula de cálculo del mecanismo de amortiguación del combustible (pago compensatorio a las refinerías por ventas de combustible en el país). Durante el período hasta la primavera de 2026, el gobierno decidió no considerar la "desviación del precio base" al calcular la amortiguación para la gasolina y el diésel, aumentando efectivamente los pagos a las refinerías. Esta medida aumentó el interés económico de las refinerías en abastecer el mercado interno y contribuyó a la reducción de precios en las bolsas. Por ejemplo, según datos de la Bolsa de Productos y Materias Primas de San Petersburgo, el precio mayorista de la gasolina AИ-95 a mediados de enero de 2026 es aproximadamente un 8-10% inferior a los máximos de septiembre de 2025. De esta manera, los mecanismos financieros han funcionado: los productores reciben compensaciones por la pérdida de ganancias de las exportaciones, y los consumidores han obtenido precios más estables en las estaciones de servicio.
Situación actual y perspectivas: a principios de 2026, el mercado interno de combustible de la Federación de Rusia se encuentra en una situación equilibrada. Los precios mayoristas de la gasolina y el diésel son estables o continúan disminuyendo ligeramente. Las reservas de productos petroleros en redes de distribución y tanques son suficientes para cubrir la demanda en los meses de invierno, y no se observan grandes interrupciones en el suministro. El gobierno asegura que la situación está bajo control: se están monitorizando de manera conjunta con las empresas los indicadores de producción, exportación y precios en el mercado mundial. En caso de un aumento brusco de los precios mundiales del petróleo (lo que podría provocar una nueva fuga de combustible hacia la exportación), las autoridades están listas para implementar de inmediato restricciones o aranceles adicionales para mantener los precios internos alejados de los picos. Al mismo tiempo, se están considerando opciones para relajar gradualmente las restricciones bajo la condición de que el mercado se estabilice y sea adecuado, posiblemente en forma de un levantamiento gradual de la prohibición de exportación para ciertas empresas con la obligación de garantizar las ventas internas. Por ahora, el régimen de gestión manual sigue en vigor. Para los inversores y actores de la industria, estas medidas significan una previsibilidad en la situación de precios en el mercado interno, aunque también limitan las oportunidades de exportación de las empresas. En general, la combinación de limitaciones administrativas y subsidios ha permitido atravesar el período de otoño-invierno sin una crisis de combustible, y Rusia demuestra su disposición a seguir aplicando herramientas no de mercado para asegurar la estabilidad de los precios de la gasolina y el diésel en el país.