Noticias de petróleo y gas y energía, sábado 14 de febrero de 2026: OPEP+ se inclina hacia un aumento de la producción a partir de abril, el petróleo se resiste
Para el 13 de febrero de 2026 (momento de fijación — no especificado), el mercado mundial de energía ha entrado en una fase de reevaluación del balance: las expectativas de un renovado aumento de la producción de OPEP+ a partir de abril han intensificado la presión sobre el petróleo, mientras que las estadísticas de la EIA mostraron un notable aumento de las reservas de petróleo en EE. UU. Paralelamente, la AIE, en su informe de febrero, mantiene un tono cauteloso respecto a la demanda y advierte sobre el riesgo de exceso de oferta en 2026. Para los inversores en petróleo, gas y energía, esto desplaza el foco hacia la sostenibilidad del margen de las refinerías, las cadenas de suministro de productos petroleros y la calidad de la inversión en electricidad y energías renovables (EERR).
- Petróleo: Brent alrededor de $67/barril, WTI alrededor de $62–63/barril; el mercado anticipa una oferta más alta en el segundo trimestre.
- Gas: TTF alrededor de €32/MWh; Europa entra en la temporada de inyección de gas de almacenamiento con bajas reservas (exactamente el 13 de febrero — no especificado).
- Electricidad: para el suministro del 14 de febrero, en algunas zonas se mantienen niveles de precios de tres cifras; las inversiones en redes y las reglas de conexión se convierten en impulsores clave para las EERR.
Mercado del petróleo: OPEP+, demanda y expectativas para 2026
La noticia clave del día para el petróleo fue la discusión dentro de OPEP+ sobre el regreso de los aumentos de producción a partir de abril de 2026 después de una pausa en enero-marzo. El mercado interpreta esto como un intento de "asegurar" la cuota de mercado antes de la demanda estival, incluso si el balance del segundo trimestre parece más suave que la norma estacional. Además, la AIE, en su informe de febrero, estima un aumento de la demanda mundial en 2026 de aproximadamente 850,000 barriles/día, mientras que la oferta mundial se espera que crezca en aproximadamente 2.4 millones de barriles/día en 2026. Esto aumenta la sensibilidad de los precios a los flujos de exportación reales y al cumplimiento de las cuotas, lo cual es crítico para las estrategias de cobertura e inversión en producción.
Para las inversiones en upstream, esto significa requisitos más altos para el costo de producción y la estabilidad del flujo de caja. Los proyectos a largo plazo son evaluados más estrictamente, y el mercado tiende a preferir empresas con un fuerte flujo de caja libre y una política de capital predecible. La geopolítica (Medio Oriente) sigue siendo una fuente de volatilidad, pero su contribución a los precios al 13 de febrero de 2026 — no especificado.
Precios e indicadores al 13–14 de febrero
- Petróleo Brent: alrededor de $67/barril.
- Petróleo WTI: alrededor de $62–63/barril.
- Gas TTF (Europa): alrededor de €32/MWh.
- Gas Henry Hub (EE. UU.): alrededor de $3.17/MMBtu.
- GNL JKM (Asia): alrededor de $11/MMBtu.
- C carbón Newcastle: alrededor de $115–116/tonelada.
- Electricidad (Nord Pool, suministro el 14 de febrero): Alemania ~€103.5/MWh; Países Bajos ~€95/MWh; Francia ~€34/MWh; otras zonas — no especificado.
- EU ETS (carbono): alrededor de €73/t CO₂ a partir del 12 de febrero; al 13 de febrero — no especificado.
EE. UU.: reservas, refinerías y señales para productos petroleros
Las estadísticas estadounidenses de la EIA marcaron el tono de la discusión sobre la "física" del mercado. En la semana que finalizó el 6 de febrero, las reservas comerciales de petróleo aumentaron en 8.5 millones de barriles hasta 428.8 millones de barriles. Las refinerías procesaron alrededor de 16.0 millones de barriles/día, con una utilización de capacidad de aproximadamente 89%. Al mismo tiempo, las reservas de gasolina aumentaron en 1.2 millones de barriles, mientras que las reservas de destilados disminuyeron en 2.7 millones de barriles.
Para el segmento de "productos petroleros", esto significa un balance divergente: con reservas de petróleo cómodas, el mercado puede experimentar tensiones locales en el diésel y en el combustible de aviación, especialmente si el clima estacional eleva la demanda. Esto es importante para los inversores, ya que el margen de las refinerías y la exportación de productos petroleros de EE. UU. a Europa a menudo se convierten en un "amortiguador" para el mercado global de combustibles.
Refinerías y productos petroleros: eventos operativos e impacto en el mercado
Los riesgos operativos en el procesamiento vuelven a estar en el foco. En Rusia, según fuentes, la refinería de Volgogrado detuvo la producción tras un incendio provocado por un ataque con dron; una gran unidad de procesamiento primario resultó dañada. Esto influye indirectamente en el mercado mundial de petróleo, pero para el balance regional de productos petroleros (principalmente diésel) tales eventos aumentan la prima de riesgo, intensifican la demanda de importaciones y pueden mantener el margen de las refinerías europeas.
En Europa, el cumplimiento de las sanciones está cambiando incluso los modelos operativos: TotalEnergies ha asumido el control operativo total de la refinería de Zeeland en los Países Bajos, manteniendo una participación de Lukoil, concentrando la compra de materias primas y la venta de productos petroleros en un único marco de gestión. En África, es importante la señal de Nigeria: Dangote ha reiniciado el funcionamiento de una gran unidad de destilación atmosférica, y se espera el inicio de la prueba de la unidad de gasolina en los próximos días; esto potencialmente fortalece la sustitución de importaciones de productos petroleros en la región y cambia la demanda regional de petróleo.
Gas y GNL: Europa entre almacenamiento y un nuevo régimen de suministro
El mercado del gas en Europa sigue siendo sensible a las reservas y a la competencia por el GNL. TTF se mantiene alrededor de €32/MWh, sin embargo, para los inversores, lo más importante es la trayectoria de inyección del almacenamiento: las estimaciones públicas indican que el nivel de llenado de los depósitos europeos está alrededor del 35–36% (valor exacto al 13 de febrero de 2026 — no especificado). Además, la UE ha aprobado la prohibición gradual de las importaciones de gas ruso para finales de 2027 (GNL — antes), consolidando la dependencia estructural de Europa del mercado mundial de GNL y aumentando el valor de los suministros flexibles.
En Asia, el marcador JKM alrededor de $11/MMBtu muestra una demanda relativamente tranquila, pero la oferta depende de los horarios de los mega proyectos. Se informó sobre el retraso en el inicio de la primera fase de expansión de las capacidades de GNL de Qatar hasta finales de 2026. Esto apoya la prima por la "molecula lista" en los mercados de Europa y Asia y aumenta la importancia de la inversión en regasificación, infraestructura de gas y flexibilidad energética.
Electricidad y EERR: precios, redes y ciclo de inversiones
Para el 14 de febrero, los precios de electricidad en Europa según datos de Nord Pool siguen siendo diversos: Alemania alrededor de €103.5/MWh, Países Bajos alrededor de €95/MWh, Francia alrededor de €34/MWh. Esta variabilidad se explica por la estructura de generación (nuclear, gas, EERR), la disponibilidad de interconexiones y limitaciones en las redes. El ciclo de inversión en el sector energético se concentra cada vez más en la infraestructura: en el Reino Unido se han otorgado contratos de subsidios para un volumen récord de generación solar, y la disputa entre Londres y París sobre el financiamiento de cables interconectores adicionales subraya que los proyectos de red se están convirtiendo en un factor político en la velocidad de introducción de EERR.
En el continente, la "costo de red" se intensifica: en Alemania se está discutiendo un mecanismo mediante el cual los desarrolladores de EERR pagarán en mayor medida la conexión a las redes eléctricas. Para los proyectos de EERR, esto puede significar una revisión del TIR y una elección más precisa de los sitios. Francia, en su estrategia, apuesta por el crecimiento de la electricidad descarbonizada (nuclear y EERR) y el fomento de la electrificación de la demanda, lo que intensifica la demanda estructural de inversiones en redes y flexibilidad (almacenamiento, gestión de la demanda).
Carbón: referencia de precios, Asia y riesgos de carbono
El carbón sigue siendo un recurso "de seguro" en la energía mundial, principalmente en Asia. Newcastle se mantiene alrededor de $115–116/tonelada, lo que mantiene su relevancia para la generación eléctrica marginal y para la cobertura de las carteras. En Europa, el papel del carbón está determinado por el costo del CO₂ y el régimen de los sistemas energéticos: movimientos bruscos en el precio del EU ETS alteran temporalmente la economía de la generación de carbón, pero no eliminan las restricciones a largo plazo sobre el financiamiento de activos de carbón y proyectos relacionados.
Regulación, sanciones y pronóstico
Los riesgos regulatorios y de sanciones siguen siendo sistémicos para el sector de energía y recursos. En Europa, la inestabilidad en el precio del CO₂ aumenta la incertidumbre para las inversiones en descarbonización, y en el bloque de petróleo y gas, los cambios en los regímenes de sanciones pueden redistribuir rápidamente los flujos de petróleo y materias primas para las refinerías (incluidas las de Venezuela). En los próximos días, el escenario base para el petróleo es una consolidación en el rango de $65–70 Brent con un enfoque predominante en el tema de oferta de OPEP+.
Escenarios para los próximos días:
- Base: petróleo en rango, gas — bajo control del clima y dinámica del almacenamiento, electricidad — influenciada por limitaciones en las redes.
- Riesgo al alza: fallas en infraestructuras y endurecimiento de sanciones aumentan la prima de riesgo para el petróleo y el diésel, manteniendo el margen de las refinerías y los precios de los productos petroleros.
- Riesgo a la baja: aceleración de las expectativas de aumento de producción y mayor disponibilidad de petróleo pesado presionan sobre el petróleo y las inversiones en upstream.
Lista de verificación para los participantes del mercado de energía y recursos:
- comunicados de OPEP+ antes de la reunión del 1 de marzo;
- datos semanales de la EIA sobre petróleo, gas y productos petroleros;
- dynamics de los depósitos europeos y la situación competitiva en el mercado de GNL (a partir del 13 de febrero — no especificado);
- noticias sobre refinerías (mantenimientos, incidentes) y sobre las cadenas de suministro de productos petroleros;
- decisiones sobre redes, interconectores y carbono que influyen en la electricidad y en EERR.
