Noticias Mundiales Relevantes del Sector de Hidrocarburos y Energía a 12 de febrero de 2026: Petróleo Brent y WTI, Gas Natural, GNL, Refinerías, Electricidad, Energías Renovables, Carbón y Eventos Clave del Mercado Global de Energía para Inversores y Empresas.
El complejo energético mundial entra en mediados de febrero de 2026 en un estado de frágil equilibrio en medio de señales contradictorias. El posible diálogo entre Washington y Teherán sobre el programa nuclear ha reducido algo la tensión geopolítica y ha sostenido unos precios del petróleo más tranquilos, sin embargo, persisten las preocupaciones sobre el exceso de oferta en el mercado. El mercado europeo del gas experimenta una volatilidad notable debido a bajos niveles de almacenamiento y factores climáticos, aunque la importación activa de GNL y la diversificación de fuentes están conteniendo la crisis por el momento. Al mismo tiempo, la transición energética está ganando impulso: las energías renovables están marcando récords en la adición de capacidad, mientras que la demanda mundial de carbón se encuentra en su punto más alto histórico. A continuación, se presenta un análisis detallado de las principales noticias y tendencias del sector de hidrocarburos y energía en la fecha actual.
Mercado Global del Petróleo: Exceso de Oferta y Estabilidad Relativa de Precios
El mercado de petróleo comenzó 2026 con signos de un significativo exceso de oferta. Según datos de la Agencia Internacional de Energía (AIE), se espera un exceso de petróleo de hasta 4 millones de barriles por día (aproximadamente el 4% de la demanda mundial) en el primer trimestre. La producción total está creciendo más rápido que el consumo: los países de OPEP+ aumentaron las cuotas en la segunda mitad de 2025, al mismo tiempo que se incrementaba la exportación de Estados Unidos, Brasil, Guyana y otros productores. Esto podría llevar a un aumento de los inventarios mundiales y ejercer presión a la baja sobre los precios.
No obstante, los precios del petróleo se mantienen a un nivel moderado por el momento. Desde el inicio del año, los precios del Brent han aumentado alrededor del 5%, en parte debido a expectativas geopolíticas, y actualmente se están negociando en un rango de aproximadamente $60–65 por barril (WTI alrededor de $55–60). Estos niveles son cercanos a los del final de 2025. La caída más drástica del mercado está contenida por varios factores de riesgo que forman una "prima geopolítica" en el precio:
- Venezuela: A principios de enero, Estados Unidos inició el proceso de destitución del presidente venezolano Nicolás Maduro, instando a las empresas petroleras a invertir en la producción de este país. Esto provocó interrupciones temporales en la exportación de petróleo venezolano (las entregas en enero disminuyeron aproximadamente en 0,5 millones de barriles/día), lo que apoyó los precios del crudo pesado.
- Irán: Hasta el reciente anuncio de negociaciones, existían temores sobre un ataque militar a la infraestructura petrolera de Irán. Aunque la disposición de Estados Unidos e Irán para dialogar (las negociaciones se llevaron a cabo el 6 de febrero en Omán) redujo parcialmente la tensión, la situación en torno a Irán sigue siendo un factor de incertidumbre, y los traders imponen una prima en caso de un colapso diplomático o una escalada en el estrecho de Ormuz.
- Interruptions en la Producción: En Kazajistán, a principios de año, se produjeron recortes no planificados en la producción debido a problemas técnicos y ataques de drones en los yacimientos. Aunque los volúmenes de pérdidas son pequeños, tales incidentes recuerdan la fragilidad del suministro y añaden precaución al mercado.
Para mantener el equilibrio, los exportadores adoptan una estrategia prudente. El cartel OPEP+ y sus aliados (incluida Rusia) han decidido hacer una pausa después de una serie de aumentos en la producción: las actuales cuotas de producción se mantienen sin aumentos al menos hasta finales de marzo de 2026. Los principales productores buscan evitar el exceso de oferta en el mercado, destacando que los fundamentos siguen siendo relativamente saludables, y los inventarios comerciales de petróleo están en niveles moderados. OPEP+ declara su disposición a ajustar la producción rápidamente si la situación cambia: no solo para aumentar los envíos (revirtiendo 1,65 millones de barriles/día que previamente se habían recortado) sino también para recortar de nuevo si las condiciones lo exigen. La demanda de petróleo, entretanto, está creciendo lentamente: se pronostica un aumento de la demanda mundial en 2026 de aproximadamente +0,9–1,0 millones de barriles/día gracias a la normalización de la economía y precios más bajos que el año pasado. En general, el mercado del petróleo entra en el año en un estado de frágil equilibrio: el exceso de oferta esperado se suaviza por la política cautelosa de OPEP+ y los riesgos de interrupciones, lo que mantiene los precios dentro de un rango relativamente estrecho.
Mercado del Gas Natural: Volatilidad Europea con Bajos Inventarios
El mercado global del gas a principios de 2026 se caracteriza por una volatilidad significativa de precios, especialmente en Europa. La tranquila transición del otoño, cuando los precios del gas en el mercado se mantenían en un rango estrecho (€28–30 por MWh en el hub TTF), fue reemplazada por un aumento de volatilidad en enero. En las primeras semanas del nuevo año, los precios en la UE aumentaron bruscamente, alcanzando un pico de alrededor de €37 por MWh hacia el 16 de enero. Las causas son una combinación de factores climáticos y estructurales: la expectativa de heladas fuertes a finales de enero aumentó la demanda, mientras que los inventarios de gas en los almacenes estaban significativamente por debajo del nivel normal. A mediados de enero, los almacenes subterráneos de gas (PUG) en Europa estaban llenos solo alrededor del 50% de su capacidad total (aproximadamente el 50% en comparación con el 62% del año anterior y el 67% en promedio en los últimos cinco años en esta fecha). Esta es la cantidad mínima de inventario en los últimos años (desde la crisis invernal de 2021/22), lo que ha llevado a que los mercados se preocupen por un posible desabastecimiento de combustible hacia el final del invierno si no hay suficiente importación.
Presiones adicionales sobre los precios provienen de interrupciones en los envíos de gas natural licuado (GNL) desde Estados Unidos a principios de año, provocadas por problemas técnicos temporales y condiciones climáticas en las terminales de exportación. Paralelamente, en Asia, la demanda de GNL ha aumentado debido al frío, intensificando la competencia por las cargas spot de combustible. En conjunto, estos factores llevaron a una rápida liquidación por parte de los traders de sus posiciones cortas y a un aumento acelerado de precios. Hacia finales de enero, la situación se estabilizó un poco: después de pasar por las heladas máximas, los precios retrocedieron a ~€35 por MWh. Los analistas apuntan a que el mercado del gas europeo ha vuelto a ser volátil, aunque aún no se han observado picos de pánico como los de 2022.
- Bajos Inventarios: A finales de enero de 2026, los PUG de la UE estaban llenos de solo alrededor del 45% de su capacidad, lo que representa el nivel más bajo para esta época del año desde 2022. Si la extracción de gas continúa al ritmo actual, hacia el final del invierno los inventarios podrían bajar a ~30% o menos. Esto significa que en el verano, Europa necesitará inyectar aproximadamente 60 mil millones de metros cúbicos de gas para alcanzar el nivel objetivo del 90% de llenado de los depósitos para el 1 de noviembre (una meta establecida por la Unión Europea para la seguridad energética).
- Rol del GNL: La principal fuente para el reabastecimiento de inventarios sigue siendo la importación de GNL. En 2025, Europa aumentó sus compras de gas licuado en aproximadamente un 30%, alcanzando un récord de ~175 mil millones de metros cúbicos, compensando efectivamente la cesación de los envíos a través de tuberías desde Rusia. En 2026, el volumen de importación de GNL seguirá creciendo: la AIE pronostica un aumento de la producción global de GNL de ~7%, alcanzando nuevos máximos históricos. Nuevas capacidades de exportación están siendo inauguradas en América del Norte (EE.UU., Canadá, México), y se espera que entre 2025 y 2030 se introduzcan en total hasta 300 mil millones de metros cúbicos de nuevos terminales de GNL en todo el mundo (aproximadamente un +50% del volumen actual del mercado). Esto compensará en parte los volúmenes de gas rusos que se han perdido.
- Desvinculación del gas ruso: La UE ha adoptado oficialmente una política de eliminación completa del gas de Rusia para 2027. Para principios de 2026, la participación de Rusia en las importaciones europeas había disminuido a alrededor del 13% (frente al 40–45% antes de 2022). En 2025–2026, el embargo de sanciones se intensificará, lo que puede llevar a una disminución adicional de la oferta de gas en Europa en decenas de miles de millones de metros cúbicos. El déficit liberado se espera que se cubra mediante el aumento de envíos de GNL desde EE.UU., Catar, países africanos y otras fuentes. Sin embargo, los analistas advierten sobre riesgos: la dependencia de Europa del GNL transatlántico ha aumentado notablemente: según un estudio de IEEFA, en 2025, EE.UU. representó aproximadamente el 57% de las importaciones de GNL en la UE, y esta participación podría alcanzar el 75–80% para 2030, lo que contradice los objetivos de diversificación.
- Anomalía de Precios: Es notable que la curva de futuros en el mercado del gas en este momento muestra una situación atípica: los contratos de verano de 2026 se negocian a precios más altos que los de invierno de 2026/27. Esta diferencia inversa (backwardation), que va en contra de la lógica estacional habitual, puede complicar la economía del almacenamiento de gas: a los operadores de PUG no les conviene comprar gas veraniego relativamente caro para venderlo más barato en invierno. Posibles explicaciones para este fenómeno incluyen que el mercado espera un suministro estable de GNL durante todo el año o una posible intervención reguladora. Sin embargo, este panorama de precios añade incertidumbre, y los participantes del mercado estarán atentos a la dinámica de los diferenciales, planeando la inyección de combustible en los depósitos.
En general, el mercado del gas europeo está sometido a pruebas bajo condiciones de reservas mínimas y reestructuración de fuentes de suministro. Aunque se ha evitado la pánico gracias al ingreso de GNL y períodos de clima suave, la volatilidad de precios ha vuelto. La próxima primavera y verano serán críticos: Europa necesita maximizar la importación y almacenamiento de gas para atravesar la próxima invierno con confianza sin volúmenes rusos.
Derivados del Petróleo y Refinerías: Redistribución de Flujos en el Mercado
El segmento de los derivados del petróleo a principios de año muestra tendencias mixtas. Por un lado, la demanda mundial de derivados del petróleo – particularmente de combustible de aviación y diésel – sigue siendo alta gracias a la recuperación de la actividad empresarial, el turismo y el transporte de mercancías. Por otro lado, la oferta de derivados está aumentando debido a la mayor refinación de petróleo en Asia y el Medio Oriente, aunque las sanciones y los incidentes locales influyen en los flujos comerciales. En el primer trimestre comienza tradicionalmente la temporada de mantenimiento planificado en las refinerías de todo el mundo: muchas refinerías detienen parte de su capacidad para labores de prevención. Como resultado, el volumen total de refinación de petróleo en el primer trimestre disminuye ligeramente, lo que reduce temporalmente la demanda de crudo y refuerza el exceso de petróleo en el mercado. Según estimaciones de la AIE, el mantenimiento masivo de refinerías este invierno podría aumentar significativamente el exceso de petróleo – sin restricciones adicionales de producción, será inevitable acumular inventarios de petróleo y derivados a principios de año.
Sin embargo, la rentabilidad de la refinación permanece relativamente alta, especialmente para las instalaciones orientadas a la producción de diésel. A finales de 2025, las instalaciones de refinación de petróleo a nivel mundial operaron con una carga récord. Por ejemplo, la refinación de petróleo en China alcanzó un máximo histórico – aproximadamente 14,8 millones de barriles por día en promedio durante 2025 (600 mil barriles por día más que en 2024), impulsada por el lanzamiento de nuevas refinerías y el deseo de Pekín de aumentar las exportaciones de derivados del petróleo. Corea del Sur también estableció un récord en las exportaciones de diésel en 2025, ya que los refinadores asiáticos ocuparon en parte el nicho generado tras la redistribución de flujos desde Rusia. La demanda consistentemente alta de diésel (en los sectores de transporte e industrial) apoya altos precios en los destilados y asegura buenos beneficios a las grandes refinerías. Al mismo tiempo, el mercado de gasolina muestra cierta debilidad: el exceso de capacidad y la desaceleración del tráfico automotor han llevado a una disminución del margen de gasolina en Asia y Europa a niveles mínimos en el último año. Sin embargo, la llegada de la temporada de viajes de verano puede reavivar la demanda de gasolina y mejorar la situación de los márgenes en este segmento.
Cambios en la geografía del comercio de derivados bajo la presión de las sanciones merecen atención. A finales de 2025, los Estados Unidos ampliaron las sanciones contra el sector petrolero ruso, incluyendo a las principales empresas petroleras de Rusia (como Rosneft, Lukoil, entre otras) en la lista. Esto complicó las transacciones con su producto refinado en el mercado mundial. Como resultado, a principios de 2026, se observa una desaceleración en la exportación de productos petroleros pesados rusos (como el fuelóleo) hacia Asia. El aumento del control sobre el cumplimiento del régimen sancionador y el temor a sanciones secundarias han llevado a muchos compradores asiáticos a evitar las compras directas del producto ruso. Según los comerciantes de la industria, los volúmenes de envío de fuelóleo ruso a países asiáticos en enero cayeron durante tres meses consecutivos, alcanzando aproximadamente la mitad de los niveles del año anterior (alrededor de 1,2 millones de toneladas frente a 2,5 millones de toneladas en enero de 2025). Parte de los volúmenes no vendidos se acumula en tanques y almacenamiento flotante a la espera de reventa, algunos tanqueros están utilizando rutas indirectas (por ejemplo, evitando África) y no revelan el destino final de la carga. Los esquemas comerciales se han vuelto más complejos: a menudo se utilizan cadenas de intermediarios de varios niveles con transbordo de combustible en aguas neutrales para ocultar el origen ruso.
Además de las restricciones sancionadoras, los factores bélicos también influyen en la reducción de las exportaciones de derivados petroleros rusos. En el otoño de 2025, aumentaron los ataques de drones contra refinerías rusas en la frontera, lo que provocó la inactividad de varias instalaciones y redujo la producción de gasolina y diésel en Rusia. Como resultado, la oferta de fuelóleos rusos y otros productos pesados en el mercado asiático disminuyó a principios de 2026, lo que incluso brindó apoyo local a los precios de estos tipos de combustible en Asia. Sin embargo, los mercados principales para Moscú siguen siendo los países del Sudeste Asiático, China y el Medio Oriente, ya que ahí se dirigen los volúmenes principales, ya que las sanciones occidentales siguen cerrando el acceso de los productos petroleros rusos a los mercados tradicionales de Europa y América del Norte.
A nivel global, el mercado de derivados petroleros se adapta gradualmente a la nueva geografía. La mayor parte del incremento en la capacidad mundial de refinación en los próximos años se centra en la región de Asia-Pacífico, el Medio Oriente y África, donde se construye entre el 80 y el 90 por ciento de nuevas refinerías. Esto agudiza la competencia por los mercados de venta de combustible entre los refinadores. Al mismo tiempo, las empresas refineras europeas, por el contrario, están reduciendo la producción debido a altos precios de energía y la desaparición de crudo ruso barato. La Unión Europea prohibió la importación de gasolina, diésel y otros productos rusos desde el 5 de febrero de 2023, y a lo largo de dos años, las refinerías europeas han tenido que reorientarse a otros tipos de petróleo, lo que ha ido acompañado de un aumento en los costos. Para finales del invierno de 2026, los precios de los principales tipos de productos petroleros se mantienen relativamente estables: el diésel se mantiene a un alto nivel debido a la oferta global limitada, mientras que la gasolina y el fuelóleo muestran una dinámica moderada. La salida de las refinerías de su mantenimiento en primavera puede aumentar la oferta de productos, sin embargo, mucho dependerá de la demanda estacional y del estado de la economía mundial en la segunda mitad del año.
Carbón: Demanda Récord y Diferencias Regionales
A pesar de todos los esfuerzos por descarbonizar, el carbón mantuvo un papel clave en la energía mundial en 2025, y la demanda global alcanzó un máximo histórico. Según la AIE, el consumo de carbón en el mundo en 2025 fue de aproximadamente 8,85 mil millones de toneladas – un 0,5% más que el año anterior. Este es el segundo año consecutivo en que se establece un récord en el uso de carbón, lo que está relacionado con la recuperación económica post-pandemia y el aumento de la demanda de electricidad. Sin embargo, los analistas creen que el actual pico podría convertirse en un "plateau" antes de que comience una disminución gradual de la demanda de carbón hacia finales de la década.
La dinámica de uso del carbón varía significativamente según las regiones:
- Europa: Los países de la UE están abandonando rápidamente el carbón para alcanzar objetivos climáticos. Un evento significativo fue que la República Checa, desde el 1 de febrero de 2026, detuvo completamente la extracción de carbón, cerrando la última mina después de 250 años de funcionamiento. Ahora, Polonia sigue siendo el único país de Europa con extracción de carbón en curso. Las plantas eléctricas de la UE se están convirtiendo al gas y a las energías renovables, mientras que las minas de carbón cierran como no rentables y agotadas. La República Checa tomó esta medida, ya que su sistema eléctrico ya no depende del carbón, y el costo de la extracción ha superado los precios de mercado en más del doble.
- China: El mayor consumidor y productor de carbón del mundo. En 2025, la producción de carbón en China alcanzó un récord de ~4,83 mil millones de toneladas. Más de la mitad de la producción de electricidad en el país sigue siendo generada por plantas de carbón. Para evitar la falta de capacidad, Pekín, junto con un amplio desarrollo de energías renovables, continúa construyendo nuevas plantas de carbón altamente eficientes – al menos hasta 2027.
- India: El segundo mayor mercado de carbón también combina iniciativas climáticas con el aumento del consumo de carbón. El gobierno, por un lado, invierte en energía solar y eólica, pero por otro, impulsa la extracción: se han reabierto 32 minas que habían sido previamente cerradas, lo que ha permitido aumentar la producción. El objetivo es alcanzar una extracción de ~1,5 mil millones de toneladas al año y en el futuro incluso exportar el exceso de carbón. Por el momento, el carbón ayuda a India a reducir las importaciones de combustibles y garantiza el funcionamiento estable de sus redes eléctricas.
- Japón: Aproximadamente el 30% de la producción de electricidad en 2026 se generará a partir del carbón. A pesar de los planes de reducir las emisiones, las autoridades consideran que las plantas de carbón son necesarias para la fiabilidad del sistema energético – como respaldo en caso de interrupciones en la generación solar y eólica, así como para reducir la dependencia del caro gas importado. El carbón se ha mantenido en la estrategia como un recurso estratégico, aunque los nuevos tipos de energía renovable y nuclear reducirán gradualmente su participación.
- Estados Unidos: Tras una larga tendencia a la disminución del uso del carbón en la energía, en 2025 se observó un inesperado aumento de su consumo de alrededor del 8%. Esto se debe a los altos precios del gas natural y al incremento de la demanda de electricidad (por ejemplo, de nuevos centros de datos y sectores industriales que consumen mucha energía), lo que hizo que la generación a partir del carbón fuera temporalmente más competitiva. La administración de EE.UU. incluso ha suspendido la clausura de varias viejas plantas de carbón, y la producción de carbón recibió un impulso en el marco de la política de aumentar la independencia energética.
Así, el papel del carbón en el balance energético mundial ahora se ve determinado por particularidades regionales. Las economías europeas están desplazando activamente al carbón del mix energético en favor de la ecología, mientras que muchos países de Asia, así como otras regiones, todavía se ven obligados a depender del carbón para garantizar su propia seguridad energética y controlar las tarifas. La transición hacia una energía limpia avanza de manera desigual: las regiones que cuentan con potencial para energías renovables y capital están invirtiendo en tecnologías "verdes", mientras que los estados con una demanda que crece rápidamente y recursos limitados continúan explotando las plantas de carbón para garantizar un suministro eléctrico estable. Se espera que el consumo global de carbón se estabilice pronto y comience a disminuir gradualmente a medida que se introduzcan nuevas energías renovables y plantas nucleares, pero en el corto plazo, el carbón sigue siendo un combustible fósil demandado.
Electricidad y Fuentes Renovables: El "Salto Verde"
El sector eléctrico global entra en una nueva fase de desarrollo acelerado de tecnologías renovables. Según el informe de la AIE "Electricity 2026", ya en esta década, la estructura mundial de generación cambiará drásticamente. En 2025, el volumen de producción de electricidad a partir de fuentes renovables (solares, eólicas, entre otras) igualó a la generación en plantas de carbón. A partir de 2026, las fuentes de energía limpias empezarán a superar al carbón en producción. Se espera que para 2030, la participación total de la energía renovable y nuclear alcance el 50% en la producción mundial de electricidad.
Este crecimiento acelerado es impulsado principalmente por plantas solares y eólicas. Cada año se están instalando nuevas capacidades: solo las instalaciones fotovoltaicas solares añaden más de 600 TWh de generación por año. Si se considera la energía eólica, el incremento total de producción renovable hasta 2030 se estima en aproximadamente 1000 TWh anuales (lo que representa un +8% al año respecto al nivel actual). Sin embargo, la demanda de electricidad también está creciendo rápidamente. Entre 2024 y 2030, el consumo global de electricidad aumentará entre un 3 y un 4% por año – aproximadamente 2,5 veces más que el crecimiento del consumo total de energía. Las razones son la industrialización de los países en desarrollo, la adopción masiva de transporte eléctrico (vehículos eléctricos, autobuses eléctricos), así como la digitalización de la economía (expansión de la red de centros de datos, aumento del uso de aire acondicionado y electrónica de consumo). Como resultado, incluso el rápido crecimiento de las energías renovables no permite desplazar instantáneamente la generación fósil: para equilibrar los sistemas se está aumentando la producción en plantas de gas. El gas natural es considerado por muchos como un "combustible de transición", y se espera que la generación a base de gas aumente al menos hasta 2030 – aunque a un ritmo más lento que las energías renovables.
El rápido crecimiento de la energía renovable plantea nuevos desafíos a la infraestructura. Las redes eléctricas existentes y las capacidades de almacenamiento de energía requieren serios trabajos de modernización para integrar fuentes intermitentes (sistemas solares y eólicos). La AIE subraya que para satisfacer la creciente demanda y asegurar la fiabilidad de los sistemas, las inversiones anuales en redes eléctricas deben aumentar en un 50% en comparación con el promedio del último decenio. También se requiere un avance en las tecnologías de almacenamiento de energía y gestión de cargas para suavizar los picos y caídas de la generación proveniente de energías renovables. Muchos países ya están invirtiendo en baterías industriales y "redes inteligentes": por ejemplo, se planea enviar el exceso de energía solar y eólica en China para la producción de "hidrógeno verde", que luego puede ser utilizado como fuente de energía o materia prima en la industria. Estos proyectos, junto con el desarrollo de nuevos tipos de baterías (incluyendo baterías de sodio-ión que disminuyen la dependencia del litio) y tecnologías de hidrógeno, están atrayendo la atención de inversores en todo el mundo.
La política energética muestra diferencias significativas entre regiones. En la Unión Europea, la transición hacia la energía "verde" sigue siendo prioritaria. A pesar de la crisis energética de 2022, la UE no ha revertido sus planes climáticos, sino que por el contrario, ha acelerado la adopción de energías renovables. Según los resultados de 2025, la producción de electricidad en plantas eólicas y solares en la Unión Europea superó por primera vez la generación a partir de combustibles fósiles. Los gobiernos europeos están estableciendo metas aún más ambiciosas: nueve países (Alemania, Francia, Reino Unido, Dinamarca, Países Bajos, etc.) han acordado colaborar en gran escala en el mar del Norte para desarrollar la energía eólica marina. El objetivo es alcanzar los 300 GW establecidos de capacidad de parques eólicos marinos para 2050 (en comparación con aproximadamente 30 GW hoy). Se prevé que esta enorme expansión de las energías renovables asegure un suministro energético estable y asequible, cree miles de empleos y reduzca la dependencia de las importaciones de combustibles fósiles.
Sin embargo, la agenda verde de Europa también enfrenta dificultades. El aumento de las tasas de interés y el encarecimiento de los materiales en 2024–2025 llevaron a que algunas licitaciones para la construcción de parques eólicos no recibieran ninguna oferta – los inversores consideraron que las condiciones propuestas no eran suficientemente rentables. Así, en Alemania y el Reino Unido, varias subastas de energía eólica marina resultaron infructuosas. Los reguladores de la UE reconocen el problema y están preparando medidas de apoyo: se discuten garantías adicionales, subsidios directos y mecanismos de contratos por diferencia (CfD) para aumentar la atractividad de los proyectos de energía renovable para las empresas.
En contraste con la UE, en EE.UU. ha habido un retroceso parcial en el apoyo estatal a la energía limpia tras el cambio de gobierno en 2025. La administración del presidente Donald Trump ha manifestado escepticismo hacia varias iniciativas "verdes". Trump criticó públicamente el enfoque europeo hacia las energías renovables, calificando a las turbinas eólicas como "pérdidas" y afirmando que "cu más turbinas eólicas haya, más pierde el país". En consecuencia, las autoridades estadounidenses han adoptado un enfoque en apoyar fuentes de energía tradicionales. Además de las medidas para revivir la industria del carbón, los proyectos de generación eólica han recibido un monitoreo especial. En diciembre de 2025, el Departamento de Interior de EE.UU. inesperadamente suspendió la implementación de varios grandes proyectos de parques eólicos marinos, citando nuevos datos sobre posibles amenazas (incluidas supuestas interferencias con radares militares). La decisión también afectó incluso a un proyecto casi concluido, Vineyard Wind, frente a la costa de Massachusetts. Los principales inversores – empresas Avangrid/Iberdrola, Ørsted y otras – impugnaron la moratoria en los tribunales. Ya en enero de 2026, lograron obtener las primeras victorias: un tribunal federal suspendió la orden, permitiendo la finalización de Vineyard Wind (el proyecto estaba más del 95% terminado). Los litigios continúan, y la industria espera evitar retrasos significativos. Sin embargo, la incertidumbre resultante enfría el interés de los inversores en los proyectos de energía renovable en EE.UU., mientras que Europa muestra determinación para avanzar y está lista para aumentar el apoyo a la industria.
La energía renovable no se limita solo al sol y al viento. Muchos países están aumentando las inversiones en infraestructura de almacenamiento de energía (baterías industriales), ampliando el uso de energía hidroeléctrica y fuentes geotérmicas. Al mismo tiempo, se está regenerando el interés en la energía nuclear como fuente estable y libre de carbono: las empresas privadas y fondos están invirtiendo en el desarrollo de pequeños reactores modulares (SMR). Por ejemplo, la startup italiana Newcleo en febrero de 2026 atrajo €75 millones de financiación para desarrollar reactores compactos que funcionan con combustible nuclear reciclado. Desde 2021, Newcleo ha recibido un total de €645 millones en financiación y planea acelerar la construcción de un reactor de demostración, al mismo tiempo que ingresa al mercado estadounidense, uno de los más dinámicos en el campo de tecnologías nucleares avanzadas. Iniciativas como estas son una señal del potencial que la industria nuclear puede tener en la descarbonización de la economía, junto con las energías renovables.
La influencia de la transición energética ya se siente en los mercados. En Europa, a finales de 2025, los precios mayoristas de la electricidad disminuyeron notablemente en comparación con el otoño, gracias a condiciones climáticas suaves, una caída estacional de la demanda y una alta generación de energías renovables (debido a la climatología favorable). Sin embargo, los problemas de fiabilidad persisten: en particular, el sistema energético de Ucrania atraviesa una situación crítica debido a los bombardeos continuos de la infraestructura, lo que lleva a cortes de electricidad en invierno. A nivel global, la tendencia es clara: más de la mitad de todas las nuevas capacidades generadoras que actualmente se están introduciendo en el mundo provienen de plantas solares y eólicas. Esto infunde confianza en que, aunque los combustibles fósiles seguirán presentes en el balance energético durante mucho tiempo, el proceso de transición energética ha adquirido un carácter irreversible: el sector energético mundial avanza con firmeza hacia un modelo más limpio y sostenible.
Geopolítica y Sanciones: Expectativas y Realidad
Los factores políticos continúan ejerciendo una fuerte influencia en los mercados mundiales de recursos energéticos. El enfrentamiento sancionador de Occidente con proveedores clave – Rusia, Irán, Venezuela – continúa, pero los participantes del mercado buscan signos de un posible alivio. Algunas señales positivas realmente han surgido a principios de 2026. En Venezuela, se produjo un cambio de régimen político: la destitución de Nicolás Maduro abre la puerta a la normalización del sector petrolero venezolano. Los inversores esperan que con la llegada de un nuevo liderazgo, Estados Unidos comience gradualmente a suavizar las sanciones y permita el regreso de volúmenes significativos de petróleo venezolano al mercado mundial (pues los recursos de este país son uno de los más grandes del mundo). En el futuro, esto podría aumentar la oferta de crudo pesado y estabilizar los precios de los productos. Sin embargo, el efecto a corto plazo es ambiguo: la turbulencia de enero llevó a una reducción en las exportaciones de Venezuela de aproximadamente 500 mil barriles por día, lo que afectó a las refinerías asiáticas que procesan este crudo.
La situación en Irán sigue siendo tensa. Aunque Teherán aceptó negociar con Washington, y los primeros contactos se llevaron a cabo en Omán, aún no se ha logrado un avance concreto. La retórica entre las partes sigue siendo dura, y los rumores sobre posibles ataques de EE.UU. o Israel a las instalaciones nucleares iraníes continúan preocupando a los mercados. Irán es un productor clave de petróleo en OPEP, por lo que cualquier acción militar podría paralizar los terminales de exportación o disuadir a las compañías navieras de operar en el Golfo Pérsico. A pesar de la falta de un conflicto directo, la probabilidad de una escalada está incorporada en los precios como una prima de riesgo en caso de eventos imprevistos en el estrecho de Ormuz.
Por su parte, el conflicto ruso-ucraniano ya ha entrado en su cuarto año y sigue afectando al sector energético. La Unión Europea prácticamente ha dejado de comprar recursos energéticos rusos, reestructurando la logística hacia proveedores alternativos. Rusia, a su vez, ha redirigido su exportación de petróleo y gas hacia los mercados de Asia y otros países leales. Sin embargo, en el sector energético ruso surgen nuevas complicaciones. Como se mencionó anteriormente, el endurecimiento de las sanciones estadounidenses a finales de 2025 complicó incluso los pagos con compradores asiáticos tradicionales: muchos han optado por esperar o exigen a Moscú descuentos mayores debido al riesgo de cooperación. Además, han aumentado los ataques de drones a la infraestructura rusa: además de los ataques mencionados a refinerías, se registran sabotajes en instalaciones de almacenamiento y tramos de gasoductos. Según el monitoreo de la industria, la producción de petróleo en Rusia en diciembre de 2025 y enero de 2026 comenzó a disminuir ligeramente después de haber experimentado una recuperación a mediados de año. Si en la primera mitad de 2025 Rusia logró volver a incrementar su producción (tras el colapso de 2022–2023), al inicio de 2026 se registró una caída durante dos meses consecutivos. Los expertos vinculan esto con el agotamiento de las "vías ligeras" para redirigir los flujos y con las dificultades en el servicio de yacimientos bajo sanciones. La exportación rusa de petróleo por mar permanece alta en volumen, pero requiere rutas cada vez más largas y una gran flota de "tanqueros sombríos" que operan al margen de las restricciones oficiales y que corren el riesgo de enfrentarse a un control más estricto en el futuro.
Por lo tanto, la incertidumbre geopolítica sigue siendo un factor significativo de volatilidad. No obstante, hay un optimismo cauteloso en los mercados: muchos importadores se han adaptado a las nuevas condiciones, y los exportadores muestran ingenio para sortear las barreras. Algunos expertos consideran que las fases más agudas del enfrentamiento energético ya han pasado. Sin embargo, aún no hay avances significativos en el frente diplomático – los intentos de acordar el alivio de sanciones o un cese al fuego no han tenido resultados notables. Los inversores continúan observando atentamente las señales desde Washington, Bruselas, Moscú y Pekín. Cualquier información sobre posibles nuevas negociaciones, acuerdos o alivios del régimen de sanciones puede influir notablemente en el estado de ánimo del mercado. Hasta entonces, el factor político seguirá incorporando elementos de incertidumbre y turbulencias en los precios – ya sea por el riesgo de conflictos inesperados o por decisiones sorpresivas de reguladores y gobiernos.
Inversiones y Noticias Corporativas del Sector
Los inversores en el sector energético están atentos tanto a las ganancias récord de las empresas de hidrocarburos tradicionales como a las inversiones masivas en proyectos de transición energética. A continuación, se presentan algunos eventos clave del segmento corporativo y las inversiones:
- Ganancias Récord en Hidrocarburos: Las principales corporaciones de hidrocarburos finalizaron 2025 con resultados financieros impresionantes. Por ejemplo, las ganancias netas de ExxonMobil durante el año fueron de $28,8 mil millones, y Saudi Aramco sigue obteniendo ganancias de $25–30 mil millones trimestralmente (solo en el tercer trimestre de 2025, alrededor de $28 mil millones). Estos ingresos colosales han permitido a las empresas aumentar el retorno a los accionistas – se han lanzado programas masivos de recompra de acciones y se han aumentado los dividendos – así como invertir en nuevos proyectos de extracción. Los gigantes del sector energético están invirtiendo en la expansión de la producción en las vías tradicionales: desde la explotación de formaciones de esquisto en la cuenca de Permian (EE.UU.) hasta yacimientos en aguas profundas frente a las costas de Brasil y proyectos de gas en el Este de África. Al mismo tiempo, muchos de ellos han declarado planes de inversión en enfoques de baja emisión de carbono (energías renovables, hidrógeno, tecnologías de captura de CO2), aunque la parte de dichos gastos "verdes" sigue siendo pequeña en comparación con el negocio principal.
- Acuerdos en Energía Renovable: En todo el mundo continúa el flujo de capital hacia proyectos “verdes”, y los gobiernos están llegando a acuerdos grandes con inversores. Por ejemplo, Egipto en enero de 2026 firmó contratos por un total de $1,8 mil millones para el desarrollo de energía renovable. Se planea la construcción de una planta solar de 1,7 GW con un sistema de almacenamiento de 4 GWh en el Alto Egipto (proyecto de la empresa noruega Scatec) y la apertura de una fábrica de la empresa china Sungrow para la producción de baterías industriales en la zona económica de Suez. Buscando elevar la participación de la generación "verde" al 42% para 2030, Egipto se asegura el apoyo de socios internacionales. Proyectos como estos demuestran alta actividad inversionista en economías en desarrollo.
- Nuevas Tecnologías y Startups: Las empresas innovadoras en el sector energético siguen atrayendo financiamiento. Además de la mencionada startup nuclear italiana Newcleo, hay iniciativas en el ámbito del hidrógeno y combustibles sintéticos. Por ejemplo, la empresa chileno-estadounidense HIF Global avanza en la construcción de una planta para la producción de "hidrógeno verde" y combustibles electrónicos (metanol) en el puerto de Asu (Brasil) con un costo de $4 mil millones. Recientemente se informó que el proyecto se optimizó y se redujeron los costos de capital: la implementación se dividió en etapas de menos de $1 mil millones cada una. Se prevé que la primera fase de la planta comience a operar para mediados de 2027 y produzca alrededor de 220 mil toneladas de “electrometanol” al año a partir de hidrógeno y CO2 capturado. Este proyecto ha despertado el interés de los fabricantes de automóviles y aerolíneas interesados en el nuevo combustible ecológico.
- Fusiones y Adquisiciones: Las industrias de recursos están experimentando una consolidación. En 2025, se realizaron dos grandes transacciones de M&A que remodelaron el panorama de hidrocarburos en EE.UU.: ExxonMobil anunció la compra del productor de esquisto Pioneer Natural Resources, y Chevron anunció la adquisición de Hess Corp. Esto ha fortalecido las posiciones de los gigantes petroleros en la producción. A principios de 2026, se discutieron posibles megaacuerdos en sectores relacionados – por ejemplo, la fusión de los gigantes mineros Rio Tinto y Glencore (con un valor estimado de más de $200 mil millones) para unir activos de carbón y metalurgia, pero las partes abandonaron esos planes debido a riesgos antimonopólicos y a la complejidad de la integración. Los grandes actores buscan aumentar su escala y sinergia, pero las barreras regulatorias pueden limitar la ejecución de tales megaproyectos.
- Balance de Inversión: En general, las inversiones en el sector energético se mantienen en un nivel alto, y el financiamiento de la transición energética está creciendo. Según las estimaciones de BloombergNEF, en 2025, las inversiones globales en energía limpia (energías renovables, redes eléctricas, almacenamiento, vehículos eléctricos, etc.) igualaron por primera vez en volumen a las inversiones en el sector fósil. Los bancos y fondos están revisando sus estrategias, aumentando el enfoque en el financiamiento sostenible. Sin embargo, el petróleo y el gas seguirán atrayendo una parte significativa de capital durante mucho tiempo. Para los inversores, la cuestión clave es equilibrar el portafolio entre el tradicional negocio de hidrocarburos (que proporciona altas ganancias a corto plazo) y las prometedoras áreas “verdes” que pueden asegurar el crecimiento en el futuro. Muchos siguen una táctica dual: obtienen ganancias récord de los actuales altos precios del petróleo/gas y al mismo tiempo invierten en energías renovables, hidrógeno y otras tecnologías, para no perder la nueva ola de crecimiento.
Las noticias corporativas del sector a principios de año también incluyen la publicación de informes financieros para 2025, cambios de personal y logros tecnológicos. A raíz de las ganancias, algunas empresas han anunciado aumentos en los dividendos y nuevos programas de recompra de acciones, lo cual ha sido bien recibido por los accionistas. Al mismo tiempo, bajo la presión de la sociedad, las corporaciones energéticas están anunciando objetivos actualizados para la reducción de emisiones e invirtiendo en iniciativas climáticas, tratando de mejorar su imagen y prepararse para operar en condiciones de transición energética. Así, el negocio energético global demuestra un deseo de resiliencia y flexibilidad: maximizar ganancia hoy y, al mismo tiempo, sentar las bases para el éxito en la economía baja en carbono del mañana.
Expectativas y Pronósticos
A las puertas del final del invierno de 2026, los expertos del sector energético ofrecen pronósticos moderadamente optimistas. El escenario básico para los próximos meses es la preservación de la relativa estabilidad de los precios de los hidrocarburos sin saltos bruscos. Los Estados y las empresas han aprendido las lecciones de las conmociones de la primera mitad de la década de 2020 y han formado mecanismos de respuesta a crisis: desde la acumulación de reservas estratégicas de petróleo y gas hasta acuerdos de coordinación en el marco de OPEP+ y programas de eficiencia energética. Las previsiones de las agencias especializadas sugieren una disminución gradual de los precios del petróleo hacia finales del año, si el exceso de oferta se realiza según lo planeado. Por ejemplo, la Administración de Información Energética de EE.UU. (EIA) prevé que el precio promedio del Brent podría caer a ~$55 por barril para el cuarto trimestre de 2026. Sin embargo, cualquier evento de fuerza mayor serio – la escalada del conflicto en el Medio Oriente, huracanes que inhabiliten las plantas de GNL, u otras interrupciones – podría revertir temporalmente la tendencia de precios al alza.
En cuanto al mercado del gas, su desarrollo futuro depende en gran medida del curso de la temporada de verano. Si el verano de 2026 resulta ser moderadamente cálido, y la industria global de GNL continúa aumentando las exportaciones a un ritmo acelerado, Europa podrá llenar los depósitos con suficiente facilidad. En ese caso, se espera que los precios medios del gas en la UE se mantengan en un rango de €25–30 por MWh, que es comparable a un nivel relativamente cómodo al final de 2025. Sin embargo, también existen riesgos: una competencia intensificada con Asia por volúmenes adicionales de GNL, así como sorpresas climáticas (como el riesgo de sequías que reduzcan la producción de las plantas hidroeléctricas o un frío anticipado en otoño) añaden incertidumbre. Si hacia otoño los inventarios de gas se acercan al objetivo del 90%, Europa deberá enfrentarse a la próxima invierno con mucha más confianza que en los anteriores, con un sólido buffer de resistencia.
