Noticias actuales del TEP y la energía al 16 de febrero de 2026: dinámica de precios del petróleo y gas, mercado de GNL, situación en el sector eléctrico, energías renovables, carbón y productos petroleros. Análisis para inversores y participantes del mercado energético global.
Petróleo: negociaciones entre EE. UU. e Irán y el giro de abril de OPEC+
A fecha del 16.02.2026, el Brent se sitúa en aproximadamente $67.72 por barril, y el WTI en unos $62.86. Durante la semana pasada, el Brent disminuyó alrededor del 0.5% y el WTI un 1%: el mercado respondió a señales sobre un posible acuerdo entre EE. UU. e Irán, pero no logró "eliminar" completamente la prima debido al riesgo de ruptura de las negociaciones y factores de suministro. En EE. UU. hoy no hay preço de referencia WTI debido al día festivo, lo que reduce la informatividad de los movimientos diarios en la parte estadounidense de la curva.
El enfoque a medio plazo se centra en OPEC+: fuentes informan sobre la inclinación de varios miembros a aumentar las cuotas a partir de abril; la reunión clave de los ocho países miembros está programada para el 1 de marzo. A medida que se acerca la "primavera-verano", esto aumenta la importancia de los spreads (mes delantero/contratos lejanos) y los diferenciales entre tipos de petróleo, especialmente en momentos de baja liquidez. Las estimaciones fundamentales también divergen: la Agencia Internacional de Energía, en su revisión de febrero, proyecta un crecimiento de la demanda más moderado y un notable aumento de las reservas, lo que limita el potencial de crecimiento sin nuevos interrupciones en el suministro.Sanciones y logística: el costo de los servicios marítimos como factor de mercado
La UE ha propuesto una prohibición más amplia sobre los servicios que apoyan la exportación marítima de petróleo ruso. Si se aprueba este paquete, podría reemplazar el régimen de techo de precios y aumentar el costo del seguro, flete y cumplimiento a lo largo de toda la cadena. Como resultado, se refuerza el papel de la flota "sombra" y aumenta la prima por la logística transparente — especialmente en las rutas Rusia→Asia y en el segmento de productos petroleros, donde la trazabilidad de la materia prima se ha convertido en un requisito comercial para acceder a la UE.
En cuanto al gas, el contorno sancionador se está volviendo "prolongado": la UE ha aprobado un calendario obligatorio para finalizar las importaciones de GNL ruso para finales de 2026 y de gas por tuberías para el otoño de 2027, con una limitada posibilidad de extender la fecha en caso de problemas en el llenado de los depósitos subterráneos. Esto aumenta el valor de los contratos de GNL a largo plazo, la capacidad de regasificación y la flexibilidad del portafolio para los compradores y proveedores europeos.Gas: TTF para Europa, Henry Hub para EE. UU., GNL para Asia
El gas europeo (TTF) se mantiene cerca de los bajos 30 €/MWh (los últimos valores disponibles son de alrededor de €32/MWh). El mercado está evaluando anticipadamente la complejidad de la temporada de inyección en los depósitos subterráneos ante el alejamiento estructural de los volúmenes rusos: las noticias sobre la flota de GNL, las rutas y la regulación se convierten rápidamente en primas sobre los hubs y en un aumento del costo de la "flexibilidad".
En EE. UU., Henry Hub, después de los extremos de enero, ha vuelto a un rango de aproximadamente $3–3.5/MMBtu para los futuros cercanos, pero la proyección de la EIA aún sugiere un precio medio más alto en 2026 (alrededor de $4.3/MMBtu). En Asia, el referente de precios de GNL (JKM) para los contratos de primavera se encuentra alrededor de $10–11/MMBtu: el mercado espera una ola de nueva capacidad en 2026 y una recuperación de las importaciones chinas, aunque no necesariamente hasta los niveles de 2024.
Electricidad y redes: la industria de la UE presiona a los reguladores
En la UE, los líderes de los países de Europa Central están pidiendo una reducción de los precios de la electricidad como condición para la competitividad de la industria, destacando el papel del gas caro y los costos de la regulación del carbono ETS. Al mismo tiempo, se discuten opciones para ajustar el sistema de cuotas gratuitas y la trayectoria del ETS2, lo cual es importante para los mercados de electricidad, metales y productos químicos.
Las limitaciones en la red se están convirtiendo en el principal "cuello de botella" de la transición energética. Francia promueve la idea de un mercado energético único y una red europea integrada, mientras que los reguladores de Reino Unido y Francia han suspendido la aprobación de un nuevo interconector, señalando un desacuerdo sobre la distribución de costos e ingresos. Esto, en términos de inversiones, significa que la parte de los gastos sistemáticos (redes, balanceo, conexión) en la factura de electricidad está aumentando y puede dominar sobre el precio mayorista neto.
RENOVABLES: las subastas aceleran la entrada, mientras las cadenas de suministro se vuelven más caras
La subasta británica Contracts for Difference ha confirmado la magnitud de la demanda en el sector de energías renovables: se seleccionaron proyectos por un total de 6.2 GW (de los cuales 4.9 GW son de generación solar), y la capacidad total de la ronda se estima en aproximadamente 14.7 GW. Para el mercado, también son importantes los niveles de precios de strike (a precios de 2024): la generación solar y el viento terrestre siguen siendo competitivos en comparación con las nuevas plantas de gas en términos de precios contractuales.
En el norte de Europa, se mantiene la apuesta por la energía eólica marina y la infraestructura compartida. Para los inversores en energías renovables, esto desplaza el enfoque de la "generación limpia" hacia las redes, el almacenamiento, el servicio de flota y el equipo, es decir, segmentos donde la escasez de capacidad y los retrasos en los suministros suelen manifestarse en el ciclo de inversión.
Carbón: un cambio estructural en el comercio en medio del aumento de la producción nacional
A pesar de la demanda global récord en 2025, la importación marítima de carbón en Asia ha disminuido: el mercado está siendo cada vez más definido por China e India, que están aumentando la producción nacional y, al mismo tiempo, incrementando la participación de las energías renovables en la generación. China espera que la producción alcance 4.86 mil millones de toneladas en 2026 (el ritmo más lento de la última década) y pronostica una disminución de las importaciones ante los riesgos de suministro desde Indonesia. El rango de precios del carbón energético a mediados de febrero se mantiene en aproximadamente $110–120/t, apoyando las ofertas de los exportadores y manteniendo la competitividad del carbón frente al GNL en las zonas costeras de Asia.
Productos petroleros y refinerías: incidentes en Rusia y reestructuración de flujos de diésel
El mercado de productos petroleros (diésel/gasóleo, gasolina, fuelóleo) sigue siendo vulnerable a accidentes en refinerías y a la logística sancionada. En la refinería de Volgogrado, tras un ataque de drones, se detuvo la producción: el daño a una instalación clave aumenta el riesgo de primas a corto plazo en las cadenas regionales. En Europa, las sanciones están cambiando los modelos operativos: TotalEnergies ha asumido la gestión operativa completa de la refinería Zeeland en los Países Bajos, suministrando la materia prima y recogiendo toda la producción manteniendo la participación de los accionistas rusos en el capital.
Tras la prohibición de la UE sobre la importación de combustibles producidos a partir de petróleo ruso, los flujos de diésel se están redistribuyendo: los envíos indios están siendo redirigidos a África Occidental, mientras Europa aumenta las importaciones desde EE. UU. y países de Oriente Medio. Esto hace que los productos petroleros sean más sensibles al flete y al cumplimiento que al precio del petróleo en sí, y aumenta el valor de las refinerías "flexibles" con acceso a diferentes tipos de materia prima.
Pronóstico para el martes, 17 de febrero de 2026
- Petróleo: el riesgo clave son las noticias desde Ginebra (EE. UU.–Irán) y las expectativas sobre OPEC+ antes del 01.03.2026; escenario base: Brent en un rango superior a $60 manteniendo la prima de riesgo.
- Gas: para Europa — clima y velocidad de transición a la temporada de inyección; para EE. UU. — pronósticos de temperatura y expectativas sobre los informes de la EIA; para Asia — spread JKM/TTF y disponibilidad de la flota de GNL.
- Electricidad: señales políticas sobre el ETS y las inversiones en redes en la UE, así como regulaciones sobre interconectores y tarifas en Reino Unido.
Resumen analítico: recomendaciones
- A los inversores: preferir negocios con flujos de efectivo diversificados (majors integrados, portafolios de gas/GNL, redes), ya que la volatilidad en 2026 a menudo se origina en la logística y regulación.
- A los traders: enfocarse en spreads y primas (petróleo/productos petroleros/flete), y no solo en la "dirección"; es allí donde se forma el arbitraje ante las sanciones.
- A las refinerías: asegurar con antelación las primas de productos y garantizar logísticas alternativas para la materia prima y envíos — los incidentes suelen afectar más a la gasolina y diésel que al crudo.
- A las energías renovables y el sector eléctrico: evaluar proyectos considerando pagos de red, conexión y balanceo — son precisamente los costos sistémicos los que están bajo presión política en la UE.
