Noticias relevantes de petróleo, gas y energía para el miércoles, 25 de febrero de 2026: el petróleo Brent cerca de máximos, decisiones de OPEP+, el mercado de gas y GNL en Europa, productos refinados y refinerías, electricidad y energías renovables. Visión global para inversores y participantes del mercado de energía.
El mercado petrolero se mantiene en un estado de alta sensibilidad a las noticias: Brent se mantiene cerca de $72 por barril (WTI alrededor de $67), lo que corresponde a los máximos de los últimos meses. El principal motor es la expectativa de una nueva ronda de negociaciones entre Estados Unidos e Irán en Ginebra, y el riesgo asociado de deterioro de la seguridad de la navegación en el estrecho de Ormuz. En el precio del petróleo se vuelve a notar una prima geopolítica, que se manifiesta no solo en los futuros, sino también en el costo de transporte.
Sin embargo, el panorama fundamental para 2026 se mantiene moderadamente en superávit: las proyecciones indican un crecimiento de la oferta mundial más rápido que el de la demanda, y en 2025 se observó una acumulación significativa de inventarios, incluyendo un aumento del "petróleo sobre el agua" y las cuotas de flujos sancionados. Esto no anula el rally en la geopolítica, pero aumenta la probabilidad de que el mercado "compre titulares" sin transitar hacia un déficit sostenible sin interrupciones reales en la producción y exportación.
- OPEP+ (OPEC+): en marzo se mantiene la pausa en el aumento de la producción; la atención se centra en la reunión del 1 de marzo y la probabilidad de un regreso cauteloso al aumento de las cuotas a partir de abril.
- Demanda: la incertidumbre se intensifica por las nuevas barreras comerciales de EE. UU. y su impacto en el ritmo de la industria y el transporte mundial.
- Riesgos a corto plazo: el clima invernal, las reparaciones de emergencia y las limitaciones a las exportaciones en algunos países proveedores.
Fletes y logística: las tarifas de los tanques se convierten en un factor adicional de riesgo
El mercado de logística marítima de hecho se ha convertido en un "segundo frente" para el petróleo. Las tarifas para transportar petróleo de Oriente Medio a Asia han alcanzado máximos históricos debido a la combinación del aumento de las exportaciones del Golfo Pérsico y el riesgo geopolítico entre EE. UU. e Irán. La escasez de tonelaje "limpio" disponible se agrava por las sanciones y la expansión del segmento de flota envejecida que maneja flujos sancionados, lo que reduce la oferta de buques en un mercado transparente.
La consecuencia práctica para las empresas y comerciantes de petróleo y gas es la revisión de la economía de los arbitrajes: el alto costo del flete y los seguros puede hacer que las entregas de crudo y productos refinados se cierren incluso donde los márgenes de la bolsa parecen atractivos. Como resultado, parte de la volatilidad se desplaza de la curva "papel" a los diferenciales físicos y las primas al básico en las principales rutas Oriente Medio → Asia.
Productos refinados y refinerías: alta demanda invernal al inicio de reparaciones estacionales
El segmento de productos refinados a finales del invierno es tradicionalmente sensible al clima y a los riesgos tecnológicos. En EE. UU., las cifras semanales recientes indican reducciones significativas en los inventarios de petróleo, gasolina y destilados en un contexto de alta carga de las refinerías (alrededor del 91%) y aumento en el consumo, lo que apoya a los productos refinados y reduce la probabilidad de una caída brusca de precios, ceteris paribus. Al mismo tiempo, la temporada de reparaciones obliga al mercado a observar con especial atención cualquier parada no programada en las grandes refinerías.
Para Europa, la incertidumbre sobre las sanciones en torno a algunos activos de refinación y la logística de materias primas sigue siendo un estrés adicional: las restricciones en financiación, seguros y contratos a largo plazo pueden convertirse rápidamente en desequilibrios locales en gasolina, diésel y queroseno. Para los comerciantes globales, esto significa un aumento en la importancia de las primas regionales y la calidad del producto, y para las empresas de combustible, la necesidad de mantener cadenas de suministro más flexibles.
- Diésel y destilados: en invierno, este segmento es el que más frecuentemente marca el "nervio" del mercado de productos refinados.
- Refinerías y reparaciones: los cronogramas de mantenimiento se convierten en un factor de precios tan importante como las cotizaciones del petróleo.
- Logística de combustible: las restricciones financieras y de seguros afectan cada vez más la disponibilidad de suministros junto a las capacidades físicas.
Gas y GNL: Europa recibe volúmenes récord, pero los almacenes están a un tercio
El mercado europeo de gas natural concluye el invierno con un alto porcentaje de GNL en su balance. Febrero está rompiendo récords en las llegadas de GNL a Europa: los volúmenes principales provienen de EE. UU., mientras que el GNL ruso sigue siendo una fuente notable. El principal problema se traslada a la temporada de inyección: se estima que los almacenes subterráneos a finales de febrero están a aproximadamente un tercio de su capacidad, por debajo de la norma estacional, lo que aumenta la sensibilidad de los precios europeos al clima y al spot asiático.
Estructuralmente, el mercado se apoya en el crecimiento de la oferta global de GNL: se espera una aceleración en la entrada de nuevas capacidades y un aumento en la producción/exportación mundial, principalmente por parte de América del Norte, y en un horizonte más largo, un crecimiento en las capacidades también en Oriente Medio. Pero el "interruptor" sigue siendo Asia: el regreso de China y de grandes compradores al spot puede rápidamente atraer partidas marginales y aumentar la volatilidad en Europa. En EE. UU., el perfil invernal se ve confirmado por importantes extracciones semanales de gas de los almacenes, lo que mantiene la atención tanto en Henry Hub como en el balance de exportación de GNL.
Oleoductos y sanciones: Druzhba, Europa Central y la decisión de la UE de "incorporar" la eliminación del petróleo ruso
Los riesgos de tránsito siguen siendo uno de los motores de volatilidad más subestimados. El oleoducto Druzhba, en medio de daños y retrasos en la recuperación del tránsito, se ha convertido en una fuente de presión política: Hungría y Eslovaquia vinculan públicamente su apoyo a Ucrania con la reanudación de las entregas, movilizando reservas estratégicas y revisando su papel en el suministro del sistema energético ucraniano.
Paralelamente, la Unión Europea está preparando un mecanismo legal que debe consolidar la eliminación completa de las importaciones de petróleo ruso para finales de 2027 y hacerlo resistente a posibles cambios en el régimen de sanciones. Para el comercio mundial de petróleo, esto significa una competencia más dura por los barriles "no rusos" en el horizonte de 2026-2027, un aumento de la importancia de rutas alternativas (Oriente Medio, Mar del Norte, África, EE. UU., América Latina) y la continuación de descuentos/primas según el estatus sancionador de las entregas.
En el Reino Unido se ha anunciado el mayor paquete de sanciones desde 2022, que afecta a la infraestructura y a elementos de la logística "sombra". Estas decisiones suelen actuar a través de efectos secundarios, como seguros, financiación, disponibilidad de flota y servicios, y por lo tanto pueden afectar simultáneamente al petróleo, productos refinados y el costo del transporte.
Electricidad, energías renovables y redes: aumento de la proporción de viento y sol en medio de "vacíos climáticos"
La electricidad europea continúa su transición energética: en 2025, la energía eólica y solar superó por primera vez la generación fósil en participación de producción, y las fuentes de bajo carbono (energías renovables y nuclear) constituyen la mayor parte del balance. Sin embargo, la eficiencia de esta estructura depende cada vez más de las redes, los acumuladores y la flexibilidad de la demanda: la falta de capacidad de transporte conduce a limitaciones forzadas en la producción de energías renovables, y durante periodos de poco viento aumenta la necesidad de generación a gas y carbón, y, como consecuencia, de combustible y cuotas de carbono.
Un nivel adicional de riesgo es el clima. Alemania, el mayor productor de energía eólica en Europa, enfrenta un prolongado periodo de poco viento; las proyecciones indican una probabilidad de generación por debajo de la norma en el primer trimestre de 2026. En la práctica, esto significa una mayor volatilidad intradiaria en el mercado eléctrico y una demanda más sensible de gas, carbón y capacidades de equilibrado. La Comisión Europea está discutiendo medidas que deben acelerar inversiones en redes y eficiencia energética, incluyendo mecanismos para movilizar capital privado en proyectos de infraestructura.
Lo importante para los inversores y participantes del mercado de energía el 25 de febrero
Mañana el mercado recontará la prima de riesgo en tiempo real. Para las empresas de petróleo, gas, refinerías, energía y comercio, este es un día en que señales "menores" (declaraciones, plazos de reparaciones, pronósticos del clima) pueden cambiar el dinero en los márgenes y la logística.
- EE. UU.–Irán: cualquier indicio de desescalamiento/escalada afecta a Brent, las tarifas de flete y las primas de seguros en el Golfo Pérsico.
- Druzhba y la UE: el estatus del tránsito y las decisiones de Europa Central definirán las primas regionales para la materia prima y el combustible.
- Gas y GNL: las tasas de suministro a Europa y la disposición de Asia a pagar primas spot son clave para la volatilidad en TTF.
- Productos refinados y refinerías: durante la temporada de reparaciones, cualquier fallo se refleja rápidamente en diésel, gasolina y queroseno.
- Electricidad: la previsión del viento y la temperatura sigue siendo el mejor indicador rápido de la demanda de gas y carbón en la generación.
