Noticias Actualizadas del Sector de Petróleo, Gas y Energía para el Viernes, 30 de enero de 2026: petróleo, gas, GNL, electricidad, ERNC, carbón y eventos clave en el mercado global de EET para inversores y participantes de la industria.
A finales de enero de 2026, el complejo energético global enfrenta una serie de nuevos desafíos. Temperaturas extremas de invierno y tensiones geopolíticas afectan los mercados de petróleo, gas y electricidad, mientras que la transición hacia la energía limpia continúa. Inversores y participantes del mercado de EET analizan cómo las anomalías climáticas, políticas de sanciones y nuevos acuerdos están cambiando el equilibrio entre la oferta y la demanda en la industria de hidrocarburos y energía.
- Heladas y producción: La tormenta ártica en América del Norte ha reducido temporalmente la producción de petróleo en aproximadamente 2 millones de barriles por día (cerca del 15% del nivel de EE. UU.) y el gas en un 16%, provocando un aumento temporal en los precios.
- Precios del petróleo: Brent se mantiene alrededor de $65 por barril, con la OPEP+ indicando la continuación de las actuales restricciones de producción.
- Geopolítica: La escalada del conflicto entre EE. UU. e Irán aumenta el riesgo de interrupciones en el suministro, mientras las negociaciones de paz en Ucrania generan esperanzas en torno a un alivio de las sanciones.
- Mercado del gas: Un invierno severo ha llevado a las reservas europeas a niveles mínimos en años (<50%), provocando un aumento en los precios a aproximadamente $500 por mil metros cúbicos.
- Sistema energético: La proporción récord de ERNC en Europa se enfrenta a picos de carga en las redes; varios países se ven obligados a reactivar plantas de energía de carbón y fuelóleo para evitar cortes de luz.
- Venezuela: Tras un cambio de gobierno, EE. UU. está suavizando las sanciones petroleras, abriendo el camino para el crecimiento de las exportaciones de petróleo pesado de Venezuela y el retorno del país al mercado mundial.
Petróleo: Consecuencias de la tormenta y estabilidad de precios
Heladas extremas en EE. UU. Una poderosa tormenta invernal que afecta a las regiones productoras de petróleo en EE. UU. ha llevado al congelamiento de pozos y a una reducción temporal de la producción de petróleo de aproximadamente 2 millones de barriles diarios. El Pozo Permiano ha sido particularmente afectado. Sin embargo, en pocos días, la producción comenzó a recuperarse a medida que las temperaturas aumentaban. A pesar del aumento temporal de precios en medio de la tormenta, la situación se ha estabilizado: la mezcla de referencia Brent se encuentra en alrededor de $65 por barril, y el WTI estadounidense alrededor de $60.
El rol de OPEP+ y el equilibrio del mercado. La política de OPEP+ sigue siendo un factor clave para la estabilidad de los precios. El grupo de exportadores de petróleo mantuvo las cuotas de producción en su reunión de enero, indicando su intención de evitar un exceso de oferta. En 2025, los países de OPEP+ aumentaron la producción, recuperando cuotas de mercado perdidas, lo que llevó a un exceso de oferta de alrededor de 2-2.5 millones de barriles por día. Ahora, el cartel es más cauteloso: ante una demanda debilitada (especialmente en China) y la amenaza de sobreproducción, los principales exportadores están preparados para reducir la producción nuevamente si es necesario, para mantener los precios. Los analistas prevén que, sin nuevos choques, el petróleo se cotizará en el primer semestre de 2026 en el rango de $60-65, y el precio promedio anual de Brent podría alcanzar entre $55-60 por barril.
Recuperación y nuevos actores. En general, el mercado del petróleo muestra resiliencia ante perturbaciones a corto plazo. El rápido regreso de la producción estadounidense y el funcionamiento estable de otros grandes productores (Medio Oriente y América Latina) suavizan las interrupciones locales. También se espera un suministro adicional desde Venezuela tras el alivio de las sanciones (ver más abajo), lo que puede corregir el equilibrio del mercado a futuro. Por ahora, los riesgos geopolíticos siguen siendo el principal factor de incertidumbre para los precios.
Riesgos geopolíticos: Irán, sanciones y negociaciones
Escalada en Oriente Medio. La situación internacional sigue afectando los mercados energéticos. El conflicto entre EE. UU. e Irán se ha intensificado: Washington ha respondido enérgicamente a las ambiciones nucleares de Teherán y a la represión de protestas internas, enviando un grupo de ataque naval a las costas iraníes. El presidente Donald Trump ha amenazado a Teherán con "medidas severas", exigiendo un cambio en su política. En respuesta, Irán advirtió que interpretaría cualquier ataque como una declaración de guerra total. Esta retórica incrementa la ansiedad entre los traders y añade una prima geopolítica al precio del petróleo, debido a las preocupaciones sobre posibles interrupciones en los suministros desde Oriente Medio.
Política de sanciones de Occidente. Al mismo tiempo, las sanciones occidentales contra Rusia siguen vigentes, aunque en los círculos diplomáticos hay optimismo cauteloso. La Unión Europea se prepara para reducir el tope de precios de petróleo ruso a $45 por barril (desde los $60 actuales) a partir del 1 de febrero de 2026, aumentando la presión sobre las exportaciones de la Federación Rusa. Moscú, en respuesta, ya ha prolongado su embargo sobre las exportaciones de petróleo a los países que apoyan el tope de precios hasta el 30 de junio de 2026. Sin embargo, las exportaciones rusas de petróleo y productos petroleros se mantienen en niveles relativamente altos gracias a la reorientación de flujos hacia Asia, donde China, India y otros países están comprando crudo con descuentos. Además, el Departamento del Tesoro de EE. UU. ha prorrogado la licencia que permite operaciones con algunos activos extranjeros de una de las principales compañías petroleras rusas, lo que en efecto alivia algunas de las restricciones de las sanciones.
Negociaciones y esperanzas de desescalada. En medio de la confrontación, hay un rayo de esperanza en las negociaciones entre Rusia, EE. UU. y Ucrania. En enero, el diálogo continuó, y los expertos no descartan la posibilidad de una reducción gradual de la presión de las sanciones si se avanza en la resolución del conflicto en Ucrania. Cualquier relajación de las relaciones podría cambiar sustancialmente la configuración de los flujos energéticos globales. Los inversores están atentos a las señales políticas: el desarrollo de la situación en torno a Irán, Venezuela (alivio de sanciones) o el éxito de iniciativas pacíficas pueden influir notablemente en el sentimiento del mercado y redistribuir riesgos en el mercado de materias primas.
Gas Natural: heladas y aumento de precios
Invierno frío y caída de producción. El mercado del gas natural está enfrentando una verdadera prueba de estrés debido a las temperaturas anómalas. En EE. UU., la tormenta invernal ha provocado el congelamiento masivo de pozos de gas, lo que ha llevado a la detención temporal de hasta el 16% de la producción. La producción diaria durante el pico de mal tiempo cayó de 110 a aproximadamente 97 mil millones de pies cúbicos (de 3.1 a 2.7 mil millones de metros cúbicos). Esto se reflejó de inmediato en los precios: los futuros de gas Henry Hub más que se duplicaron, superando los $6 por millón de unidades térmicas británicas (aproximadamente $210 por mil metros cúbicos). Con la disminución de las heladas, la oferta se está recuperando gradualmente y los precios han retrocedido por debajo de sus picos, sin embargo, la volatilidad sigue siendo alta.
Europa al borde de la escasez. En Europa, el frío prolongado ha llevado a un aumento drástico en la demanda de gas para calefacción y generación de electricidad. A finales de enero, las reservas en los almacenes subterráneos de la Unión Europea cayeron por debajo del 50% de la capacidad total, el nivel más bajo en varios años para esta época del año. Los precios al contado en el hub TTF se elevaron por encima de $14 por MMBtu (cerca de $500 por mil metros cúbicos), aunque aún significativamente por debajo de los picos récord de 2022. La situación se agravó por problemas en las entregas: la exportación de GNL desde EE. UU. cayó casi un 50% debido a interrupciones en varios terminales durante la tormenta, lo que redujo temporalmente la llegada de buques a Europa. Algunos cargamentos de GNL fueron redirigidos rápidamente desde la UE al mercado interno de EE. UU., donde los precios eran aún más altos, lo que intensificó la tensión en el mercado global de gas.
Diversificación y perspectivas. Para sobrellevar la temporada de calefacción, los países europeos han tenido que sacar provecho de todas las fuentes alternativas de gas. La importación de GNL sigue en niveles máximos: en 2025, se importaron alrededor de 109 millones de toneladas de gas licuado en la UE (+28% en comparación con 2024), y en enero de 2026 se prevé importar alrededor de 9.5 millones de toneladas (+18% interanual) para satisfacer la demanda invernal. Noruega, Argelia y otros proveedores tradicionales están aumentando las exportaciones por gasoducto, aunque es difícil compensar completamente los volúmenes perdidos de Rusia (desde enero, el gas por gasoducto de la Federación Rusa ha dejado de fluir prácticamente). En Europa del Este, se están reestructurando las logística: Ucrania, tras perder el tránsito y enfrentar una disminución de su propia producción, ha incrementado las importaciones desde la UE en aproximadamente un 20% (hasta ~30 millones de m³ por día) a través de Eslovaquia y Polonia. Turquía y los países balcánicos están negociando la compra de volúmenes adicionales de gas azerbaiyano y el aumento de suministros de GNL desde EE. UU. Al mismo tiempo, Rusia acelera la reorientación de sus exportaciones hacia el Este: a través del gasoducto "Fuerza de Siberia", se enviaron 38.8 mil millones de m³ de gas a China en 2025, superando por primera vez las exportaciones totales de Gazprom a Europa y Turquía. En las próximas semanas, la situación en el mercado de gas de la UE dependerá del clima: si febrero resulta ser más cálido, los precios disminuirán gradualmente, pero si se presenta un nuevo frente frío, la región volverá a enfrentar escasez. Para la primavera, los países europeos deberán reabastecer activamente sus reservas agotadas, compitiendo con importadores asiáticos en el mercado de GNL.
Electricidad y carbón: carga en las redes
Cargas máximas en invierno. Las heladas invernales ponen a prueba los sistemas energéticos en las latitudes del norte. En EE. UU., enero marcó un récord en la demanda de electricidad: el operador de la mayor red del este (PJM) declaró el estado de emergencia cuando el consumo máximo diario superó los 140 GW y amenazaba con sobrecargar la infraestructura. Para evitar cortes de luz, las autoridades se vieron obligadas a tomar medidas de emergencia: activar generadores diésel de reserva y plantas de generación de fuelóleo. Estas acciones evitaron un apagón, pero llevaron a un aumento en la quema de fuelóleo y carbón debido a la escasez de gas y a la caída de la producción de ERNC en medio del frío extremo.
Retorno del carbón y limitaciones de las redes. En Europa, se observa una situación similar: la alta demanda ha llevado a algunos países a reactivar temporalmente plantas de carbón que habían estado cerradas para cubrir las cargas máximas. Aunque a finales de 2025 la proporción de carbón en la generación de electricidad de la UE se había reducido a un mínimo récord del 9%, este invierno, el uso del carbón ha aumentado localmente. Al mismo tiempo, se han evidenciado cuellos de botella en la infraestructura: la insuficiente capacidad de las redes eléctricas ha llevado a que durante períodos de máxima producción de parques eólicos, los operadores hayan tenido que limitar la entrega de energía "verde" para evitar accidentes. Esto ha resultado en pérdidas de electricidad económica en días ventosos y precios más altos en períodos de calma. Los expertos señalan que para aumentar la resiliencia del sistema energético se requiere una modernización acelerada de las redes y el desarrollo de sistemas de almacenamiento de energía; de lo contrario, incluso con un aumento en la proporción de ERNC, la dependencia de fuentes de hidrocarburos en situaciones extremas seguirá siendo alta.
Tendencias globales en la generación de carbón. A pesar de la agenda climática, el carbón aún mantiene su papel en el mundo. En Asia, especialmente en China e India, la demanda de carbón sigue siendo alta para garantizar la industria y el suministro eléctrico. Sin embargo, un resultado simbólico de 2025 fue la reducción simultánea de la generación en plantas de carbón en estos dos países más grandes, por primera vez desde la década de 1970. En China, la generación de electricidad a partir del carbón disminuyó aproximadamente un 1.6% en el año, mientras que en India cayó un 3%, principalmente debido a una introducción récord de capacidades solares y eólicas que han cubierto el aumento de la demanda. Esta leve disminución, aunque modesta, señala el inicio de cambios estructurales: la proporción de electricidad generada a partir del carbón está disminuyendo gradualmente, lo cual es importante para contener las emisiones de gases de efecto invernadero. Sin embargo, a corto plazo, el carbón seguirá siendo crucial para los sistemas energéticos durante picos y crisis, hasta que las fuentes renovables y los almacenamientos puedan asumir plenamente este rol.
Crecimiento de ERNC y transición energética
Indicadores récord de energía "verde". La transición hacia la energía limpia está ganando impulso en todo el mundo. En 2025, muchos países alcanzaron máximos históricos en la implementación de capacidades renovables. En la Unión Europea, se introdujeron aproximadamente 85-90 GW de nuevas plantas solares y eólicas, lo que permitió obtener por primera vez más electricidad de fuentes solares y eólicas (alrededor del 30% de la generación total de la UE) que de todos los combustibles fósiles combinados (alrededor del 29%). En general, la proporción de fuentes de bajo carbono (ERNC más energía nuclear) superó el 70% en la estructura de generación eléctrica de la UE. China también dio muestras de impresionantes avances: en un año, se añadieron más de 300 GW de paneles solares y alrededor de 100 GW de parques eólicos, lo que permitió que, a pesar del aumento en el consumo de electricidad, la generación a partir del carbón disminuyera ligeramente y se desacelerara el crecimiento de las emisiones. El mercado de ERNC también está teniendo un rápido crecimiento en India, EE. UU. y Oriente Medio.
Problemas de crecimiento y compromisos. El rápido crecimiento de la energía renovable plantea nuevos desafíos. El principal es garantizar la fiabilidad del suministro eléctrico con una alta proporción de fuentes intermitentes. La experiencia del invierno actual ha demostrado que, sin suficientes capacidades de reserva y almacenamiento de energía, incluso los sistemas energéticos "verdes" avanzados son vulnerables a anomalías climáticas. Gobiernos de varios países ya están tomando medidas: se están lanzando proyectos masivos para construir granjas de baterías e implementar tecnologías de almacenamiento de energía (incluyendo el uso de hidrógeno) para suavizar las cargas pico. Al mismo tiempo, algunos gobiernos están revisando sus enfoques: por ejemplo, en Alemania, la nueva coalición ha anunciado la posible reactivación de reactores nucleares, reconociendo que la decisión anterior de abandonar la generación nuclear fue un error. Enfrentándose al aumento de precios de la electricidad en 2025, Berlín y Praga lograron un alivio temporal de ciertas normas climáticas de la UE para evitar una crisis energética.
Inversiones y cooperación internacional. A pesar de las dificultades, la transición energética global continuará. En 2026, se espera un aumento adicional en las inversiones en proyectos solares y eólicos, así como en la modernización de las redes. Muchos países están firmando nuevos acuerdos de cooperación en energía limpia y el comercio de recursos energéticos. La Unión Europea y EE. UU. firmaron en diciembre de 2025 un acuerdo para aumentar las entregas de recursos energéticos estadounidenses a Europa, lo que debería ayudar a la UE a satisfacer sus necesidades ante la reducción de importaciones desde Rusia. Estos acuerdos generan debate sobre el equilibrio entre los objetivos climáticos y la seguridad energética, pero a largo plazo, el rumbo hacia la descarbonización se mantiene sin cambios; simplemente, su implementación requiere un enfoque más flexible y equilibrado.
Productos Petroleros y Refinerías: el mercado de combustibles bajo presión
Altos precios en medio de un exceso de materia prima. El mercado global de productos petroleros comenzó el año 2026 en condiciones de tendencias contradictorias. Por un lado, hay un exceso general de petróleo crudo en el mundo, lo que debería llevar a una disminución de precios en gasolina, diésel y otros combustibles. Por otro lado, varios países están enfrentando una escasez local de combustibles y un aumento de precios debido a interrupciones logísticas y bajos inventarios. En EE. UU., los precios mayoristas de la gasolina disminuyeron en invierno desde los picos del otoño pasado, pero siguen siendo superiores a los niveles promedio, ya que los refinadores inicialmente redujeron la carga debido a una saturación de petróleo, y luego se vieron obligados a aumentar drásticamente la producción de combustibles ante un aumento de la demanda durante el frío. En Europa, los inventarios de gasolina y diésel también son insuficientes; el crudo invierno está vaciando los almacenes de productos petroleros, lo que mantiene altos los precios en varios países de la UE.
Medidas gubernamentales y redistribución de flujos. Para estabilizar el mercado de combustibles, las autoridades están recurriendo a una gestión manual y fomentando la redistribución de suministros. En Rusia, tras un aumento récord de precios de la gasolina en 2025, se impuso una prohibición temporal a las exportaciones de los principales productos petroleros; actualmente, esta restricción se ha extendido hasta finales de febrero de 2026, y se está discutiendo la introducción de cuotas de exportación permanentes para evitar escasez en el mercado interno. Al mismo tiempo, las refinerías rusas están reorientando gradualmente la logística, aumentando los suministros a países amigos en Asia y África, compensando la caída de las exportaciones hacia Europa. En la Unión Europea, por el contrario, parte de las refinerías están reorientando su producción y exportación de volúmenes adicionales de combustibles a terceros países para contener el aumento de precios internos y capitalizar la alta demanda fuera de la UE. La creciente demanda de diésel y fuelóleo en Asia del Sur y América Latina está manteniendo el margen de refinación, incentivando a los productores globales a aumentar su producción en cuanto tengan la oportunidad. La infraestructura también se está adaptando: se están construyendo nuevas capacidades de almacenamiento de combustibles en puertos clave, y los comerciantes están alquilando activamente buques para usarlos como depósitos flotantes, a la espera de condiciones favorables para la venta.
Impacto de la transición energética. A largo plazo, el desarrollo de vehículos eléctricos y un endurecimiento de las regulaciones ambientales reducirán el crecimiento del consumo de gasolina y diésel, pero en los próximos uno o dos años, la demanda de productos petroleros seguirá siendo alta, especialmente en economías en desarrollo. Las empresas de EET están tratando de encontrar un equilibrio: invierten en la modernización de refinerías para una procesamiento más eficiente (por ejemplo, instalaciones para producir combustibles aeronáuticos sostenibles), pero mantienen el enfoque en los tipos de combustibles que generan la mayor parte de las ganancias. De esta forma, el mercado de productos petroleros se encuentra bajo doble presión: la necesidad de asegurar un suministro estable al mismo tiempo que se prepara para una reducción estructural en el papel de los combustibles fósiles en el sector del transporte.
Venezuela: Regreso al mercado petrolero
Alivio de sanciones y nuevas oportunidades. Uno de los eventos más significativos a comienzos de 2026 ha sido la recuperación parcial por parte de Venezuela de su presencia en el mercado petrolero mundial. Tras cambios políticos en Caracas, Washington ha declarado su disposición a levantar una serie de restricciones sancionatorias que han estado vigentes desde 2019, con el objetivo de incrementar la oferta global de petróleo y reducir precios. Se espera la emisión de una licencia general de EE. UU. que permita a las empresas extranjeras ampliar su actividad en el sector petrolero y gasífero venezolano. Entre los potenciales beneficiarios se encuentran socios de la estatal PDVSA como Chevron, Repsol, Eni y la india Reliance, que ya han anunciado planes para aumentar la producción y exportación de petróleo venezolano.
Aumento de la producción y primeros acuerdos. Los expertos pronostican un rápido crecimiento en las exportaciones de Venezuela a lo largo del año. Si a finales de 2025 las exportaciones cayeron a aproximadamente 500 mil barriles por día debido a sanciones (frente a casi 1 millón de barriles por día un año antes), se espera que para la segunda mitad de 2026 el país supere nuevamente la marca de 1 millón de barriles por día. EE. UU., buscando reabastecer sus reservas estratégicas con petróleo pesado barato, fue el primero en firmar un acuerdo con Caracas por $2 mil millones; estos fondos se destinarán a la recuperación del sector petrolero venezolano. En enero, varios buques cargados con petróleo venezolano llegaron a puertos estadounidenses con permisos especiales, lo que permitió vaciar los almacenes de PDVSA. Las refinerías en la costa del Golfo de México, históricamente diseñadas para procesar petróleo pesado venezolano, se preparan para aumentar su actividad, sustituyendo el costoso crudo de otros orígenes.
Consecuencias para el mercado de OPEP+. El regreso de Venezuela cambia el equilibrio de poder dentro de OPEP+. Aunque el país necesitará tiempo e inversiones para aumentar significativamente su producción (la infraestructura está desgastada tras años de sanciones), cualquier volumen adicional será un factor para presionar los precios. Arabia Saudita y sus aliados estarán atentos a la dinámica: si el petróleo venezolano comienza a aumentar su presencia en el mercado, OPEP+ podría ajustar su propia política de producción para prevenir un nuevo exceso de oferta. Sin embargo, en esta etapa actual, los aliados ven el regreso de Caracas como una forma de suavizar posibles déficits en segmentos específicos (por ejemplo, el petróleo pesado para las refinerías) y como parte de una normalización más amplia de la cooperación energética global.
Expectativas del mercado y conclusiones
A pesar de los tumultos de este invierno, el mercado energético global entra en febrero de 2026 sin pánicos. Los factores a corto plazo, como el clima extremo y la geopolítica, mantienen la volatilidad en los precios del petróleo y el gas, pero el equilibrio estructural de oferta y demanda se mantiene en general estable. OPEP+ sigue desempeñando un papel estabilizador, manteniendo el mercado petrolero alejado de déficits, mientras que los redireccionamientos operativos de suministros y el incremento de la producción (como en los EE. UU. y otros países) compensan las disrupciones locales. Si no ocurren nuevos eventos imprevistos, es probable que las cotizaciones de petróleo se mantengan cerca de los niveles actuales hasta la próxima reunión de OPEP+, donde el grupo puede revisar las cuotas dependiendo de la situación.
Para el mercado del gas, las próximas semanas serán decisivas: un clima suave a finales del invierno permitirá alivianar los precios y comenzar la recuperación de reservas, mientras que un nuevo frente frío podría provocar nuevamente un aumento de precios y dificultades para Europa. En primavera, los países de la UE llevarán a cabo una amplia campaña para reabastecer gas en almacenes subterráneos para la próxima temporada de calefacción, y la competencia con Asia por el GNL promete ser intensa, manteniendo un alto contexto de precios.
En términos estratégicos, los eventos de este invierno han recordado la importancia crítica de contar con capacidades tradicionales confiables incluso en una transición energética acelerada. Gobiernos y empresas en todo el mundo buscarán un equilibrios entre inversiones en ERNC y la seguridad energética en 2026. Las nuevas condiciones requieren flexibilidad: aumentar la generación "verde" y modernizar las redes, pero también mantener capacidades de reserva suficientes basadas en combustibles fósiles. Las decisiones de inversión se tomarán con la atención puesta en las lecciones de las crisis recientes: la prioridad será la resiliencia del sistema energético. Por lo tanto, el año siguiente promete ser un tiempo de cuidadoso equilibrio de intereses: entre crecimiento, ecología y seguridad, lo que definirá la dirección del desarrollo del complejo energético global.
