Noticias actuales sobre petróleo y gas y el sector energético al 14 de enero de 2026: precios del petróleo y gas, política de sanciones, equilibrio entre oferta y demanda, mercado de refinación, energías renovables y tendencias clave del sector energético mundial.
Los eventos actuales en el complejo energético mundial al 14 de enero de 2026 se caracterizan por una creciente tensión geopolítica y una presión de precios continua debido a un exceso de oferta. Los esfuerzos por un arreglo diplomático continúan, sin embargo, el conflicto en torno a Ucrania aún está lejos de resolverse, y los EE. UU. se preparan para endurecer la presión de sanciones sobre la exportación de recursos energéticos rusos. Al mismo tiempo, el mercado petrolero sigue estando saturado: los precios del petróleo Brent se mantienen alrededor de $62–63 por barril, casi un 20% por debajo de los niveles del año anterior, reflejando un exceso de oferta y una demanda moderada. El mercado europeo del gas muestra una estabilidad relativa: las reservas de gas en los almacenes de la UE, aunque disminuyen en medio del invierno, todavía superan el 55% de su capacidad, manteniendo los precios en un nivel moderado (~30 €/MWh). Paralelamente, la transición energética global está ganando impulso: el año 2025 trajo volúmenes récord de instalación de capacidades solares y eólicas, sin embargo, para asegurar la fiabilidad de los sistemas energéticos, los países aún no renuncian a los combustibles fósiles como el petróleo, el gas y el carbón. A continuación se presenta un resumen detallado de las principales noticias y tendencias en los sectores de petróleo, gas, energía eléctrica y materias primas en esta fecha.
Mercado del petróleo: exceso de oferta y demanda débil mantienen los precios bajos
Los precios mundiales del petróleo permanecen bajo presión bajista debido a un exceso de oferta y una demanda insuficientemente alta. El referente del Mar del Norte, Brent, se cotiza alrededor de $63 por barril, mientras que el WTI estadounidense está en torno a $59. Estos niveles son aproximadamente un 15–20% más bajos que los del año pasado, lo que indica la continuación de la corrección del mercado tras el aumento de precios de los años anteriores. La combinación de varios factores mantiene la situación actual en el mercado del petróleo:
- Aumento de la producción fuera de la OPEP: La oferta de petróleo en el mundo está en aumento gracias a la producción activa en países que no forman parte de la OPEP+. En 2025, las entregas desde Brasil, Guyana y otros países crecieron notablemente. Por ejemplo, la producción en Brasil alcanzó un récord de 3,8 millones de barriles/día, y Guyana incrementó su producción a 0,9 millones de barriles/día, saliendo a nuevos mercados de exportación. Irán y Venezuela también aumentaron un poco sus exportaciones debido a un leve alivio en las restricciones, aportando más petróleo al mercado global.
- Posición cautelosa de la OPEP+: Los países de la OPEP+ no están apresurándose a reducir nuevamente la producción. A pesar de la caída de los precios, las cuotas oficiales de producción se mantienen sin cambios tras las limitaciones anteriores. Como resultado, el petróleo adicional de la OPEP+ sigue en el mercado, y la organización busca mantener su cuota de mercado, permitiendo precios más bajos en el corto plazo.
- Desaceleración de la demanda: La demanda mundial de petróleo está creciendo a un ritmo más modesto. Según estimaciones de analistas, el incremento del consumo en 2025 fue de menos de 1 millón de barriles/día en comparación con los 2–3 millones de barriles/día del año anterior. El crecimiento económico en China y en varios países desarrollados se ha desacelerado a alrededor del 4% anual, lo que limita el aumento del consumo de combustibles. Los altos precios de los años anteriores también incentivaron el ahorro de energía y la transición a fuentes alternativas de energía, enfriando la demanda de hidrocarburos.
- Incertidumbre geopolítica: El conflicto en curso y las sanciones crean factores contradictorios para el mercado petrolero. Por un lado, los riesgos de interrupciones debido a sanciones o la escalada del conflicto apoyan cierta prima en los precios. Por otro lado, la falta de interrupciones evidentes en las entregas y los informes sobre negociaciones continuas entre las grandes potencias reducen un poco los temores de los participantes en el mercado. En consecuencia, los precios oscilan dentro de un rango relativamente estrecho, sin ganar impulso ni hacia el alza ni hacia la baja.
En general, la oferta ahora supera la demanda, creando una situación en el mercado petrolero cercana al excedente. Las reservas comerciales mundiales de petróleo y productos petroleros continúan creciendo. Los precios de Brent y WTI se mantienen firmemente por debajo de los máximos de 2022–2023. Muchos inversores y empresas petroleras están incorporando "bajos" precios en sus estrategias: varias proyecciones indican que en el primer trimestre de 2026, el precio promedio de Brent podría descender a $55–60 por barril si el actual exceso de oferta persiste. En estas condiciones, las compañías petroleras se concentran en el control de costos y en inversiones selectivas, favoreciendo proyectos a corto plazo y proyectos en el ámbito del gas natural.
Mercado del gas natural: Europa atraviesa el invierno sin crisis
En el mercado del gas, toda la atención está centrada en Europa, donde la situación se mantiene relativamente tranquila en medio del invierno. Los países de la UE han ingresado a la temporada de calefacción con reservas altas: a principios de enero, el nivel medio de llenado de los almacenes europeos superó el 60% (frente al récord del 70% del año anterior). A pesar de varias semanas de extracción activa de gas, los almacenes siguen estando más de la mitad llenos, garantizando un margen de seguridad para el sistema energético. Los factores favorables que sustentan la estabilidad del mercado europeo de gas son:
- Importación récord de GNL: La Unión Europea está aprovechando al máximo las capacidades mundiales de gas natural licuado. A finales de 2025, la importación total de GNL a Europa aumentó aproximadamente un 25% y alcanzó alrededor de 130 mil millones de metros cúbicos al año, compensando la interrupción de la mayoría de las entregas de gas por tubería desde Rusia. En diciembre, los buques de GNL continuaron llegando activamente a los terminales de la UE, cubriendo el aumento de la demanda invernal.
- Demanda moderada y clima templado: Hasta ahora, el invierno en Europa ha sido relativamente suave, y el sistema energético no ha enfrentado cargas extremas. El consumo industrial de gas se ha mantenido cauteloso debido a los altos precios del año anterior y a las medidas de eficiencia energética. La generación eólica y solar a inicios del invierno 2025/26 han mostrado buenos resultados, lo que también ha reducido el consumo de gas para la generación de electricidad.
- Diversificación de suministros: La Unión Europea ha desarrollado nuevas rutas de importación de energía en tiempos recientes. Además del GNL, se están utilizando al máximo los gasoductos desde Noruega y el norte de África. Se ha ampliado la capacidad de los terminales y las interconexiones dentro de Europa, lo que permite redirigir gas rápidamente a las zonas que lo necesitan. Esto mitiga los desequilibrios locales y previene picos de precios.
Gracias a estos factores, los precios del gas en Europa se mantienen en un nivel relativamente bajo. Los futuros del hub TTF se cotizan alrededor de 30 €/MWh (alrededor de $370 por mil metros cúbicos) – significativamente por debajo de los valores máximos del crisis del 2022. Aunque recientemente los precios han aumentado ligeramente (un 7–8%) debido a un enfriamiento temporal y trabajos de mantenimiento en algunos yacimientos, en general el mercado sigue estando equilibrado. Los precios moderados del gas benefician a la industria y la generación eléctrica europeas, reduciendo los costos para las empresas y la presión tarifaria sobre los consumidores. Europa tiene por delante los meses restantes del invierno: incluso si el frío se intensifica, es muy probable que las reservas acumuladas sean suficientes para evitar déficits. Según estimaciones de analistas, al final del invierno podrían quedar en los almacenes unos 35–40% de gas, lo que es significativamente superior a los niveles críticos de años anteriores. Sin embargo, existe el riesgo de un posible resurgimiento de la demanda asiática: en el segundo trimestre de 2026, la competencia entre Europa y Asia por nuevos cargamentos de GNL podría intensificarse, si el crecimiento económico en los países asiáticos continúa.
Geopolítica y sanciones: endurecimiento de medidas por parte de EE. UU. y falta de avances en las negociaciones
La situación geopolítica sigue teniendo un impacto significativo en los mercados energéticos. En los últimos meses se han realizado esfuerzos diplomáticos para resolver el conflicto en el este de Europa: desde noviembre de 2025, ha habido una serie de consultas entre representantes de EE. UU., la UE, Ucrania y Rusia. Sin embargo, hasta el momento, estas negociaciones no han producido avances significativos. Moscú aún no muestra disposición a ceder, mientras que Kiev y sus aliados insisten en garantías aceptables de seguridad. En el contexto de este prolongado enfrentamiento, Washington ha señalado su disposición a intensificar la presión de sanciones.
Nuevo proyecto de ley de sanciones de EE. UU. A principios de enero, la administración del presidente de EE. UU. apoyó públicamente un proyecto de ley bipartidista que prevé la implementación de medidas severas contra los países que ayudan a sortear las sanciones o que comercian activamente con Rusia. En particular, se proponen lo que se denominan “sanciones secundarias” – limitaciones en relación con los compradores de petróleo y gas rusos. Grandes importadores de recursos energéticos rusos, como China, India, Turquía y otros países asiáticos, podrían verse afectados. Washington señala que si estos países no reducen sus compras a Moscú, podrían enfrentar restricciones en su acceso a los mercados estadounidenses o imponer un arancel del 100% a sus exportaciones a EE. UU. El proyecto de ley ya ha recibido “luz verde” de la Casa Blanca y podría ser sometido a votación en el Congreso en cualquier momento. Para el mercado global de petróleo y gas, este paso sería sin precedentes: de hecho, una parte de los compradores podría verse bajo sanciones, lo que podría redistribuir los flujos comerciales de petróleo y complicar la situación de precios.
Reacción y riesgos para el mercado. Los principales consumidores, en particular China e India, están en el centro de atención. India ha estado beneficiándose durante mucho tiempo de descuentos significativos en el petróleo ruso Urals (hasta $5 en comparación con el precio Brent) a cambio de mantener los volúmenes de compra; este régimen de “exclusividad” ha permitido a Nueva Delhi aumentar sus importaciones de materias primas y productos petroleros de Rusia. China, por su parte, también ha incrementado las importaciones desde Rusia, convirtiéndose en el principal mercado para el petróleo ruso tras la imposición del embargo en Europa. Los planes de EE. UU. para implementar sanciones secundarias han encontrado una fuerte oposición en Beijing y Nueva Delhi: estos países han manifestado su intención de defender su seguridad energética. Es probable que, en caso de aprobación de la ley, busquen formas de sortear las nuevas restricciones – por ejemplo, a través de transacciones en monedas nacionales, flotas encubiertas de petroleros o el procesamiento de petróleo ruso en terceros países para reexportación. Los mercados están atentos a la evolución de la situación: las amenazas de sanciones añaden incertidumbre y pueden aumentar la volatilidad de los precios, especialmente en el petróleo Urals y en el mercado de transporte de petróleo. Hasta ahora, las sanciones vigentes permanecen sin cambios, y no se observan interrupciones significativas en los envíos de petróleo ruso al mercado mundial; los volúmenes se han redirigido a Asia, aunque con un descuento.
Negociaciones EE. UU.–Rusia. A pesar de la retórica dura, el canal de diálogo entre Washington y Moscú no ha sido cerrado. Después de la reunión de líderes en agosto de 2025 (en la cual se decidió continuar con las consultas), representantes especiales de ambas partes han discutido en varias ocasiones los parámetros de un posible acuerdo. En diciembre, la parte estadounidense propuso un plan marco sobre la seguridad de Ucrania a cambio de un alivio gradual de algunas sanciones energéticas, pero Moscú exige que se consideren sus condiciones, incluyendo la eliminación de algunas limitaciones a la exportación y garantías relativas a la no expansión de la infraestructura militar de la OTAN. Hasta ahora, no se han podido superar estos desacuerdos. Mientras tanto, los aliados europeos de EE. UU. han manifestado su disposición a seguir presionando a Rusia hasta que la situación mejore: así, han entrado en vigor nuevas restricciones de la UE sobre el transporte marítimo de productos petroleros rusos más allá del precio tope. Así, el frente político permanece tenso: las perspectivas de un alivio rápido de las sanciones son escasas. Para los inversores en el sector energético, esto significa que los riesgos de sanciones seguirán teniéndose en cuenta al planificar las operaciones comerciales y las inversiones, especialmente en proyectos relacionados con Rusia.
Venezuela: cambio de rumbo y potencial de crecimiento en la producción de petróleo
Otro evento importante que puede influir en la configuración a largo plazo del mercado petrolero han sido los cambios en Venezuela. A finales de 2025, la situación en torno a este país sudamericano cambió drásticamente: el gobierno de Nicolás Maduro ha perdido efectivamente el control tras ser detenido en una operación especial con la ayuda de fuerzas extranjeras. Los EE. UU. han declarado su apoyo a la formación de una administración de transición en Caracas y su intención de involucrar a compañías petroleras estadounidenses en la recuperación de la industria petrolera de Venezuela. Durante años, Venezuela, que posee las mayores reservas de petróleo del mundo, ha producido menos de 1 millón de barriles por día debido a sanciones, falta de inversiones y una infraestructura destruida.
Las nuevas condiciones políticas abren la perspectiva de un aumento gradual en la producción de petróleo venezolano. Los analistas estiman que, con una relativa estabilidad en el país y la llegada de inversiones de EE. UU. y otros países, la producción en Venezuela podría aumentar en 200–300 mil barriles por día en los próximos uno o dos años. El escenario optimista de JPMorgan prevé alcanzar un nivel de 1,3–1,4 millones de barriles/día en dos años (desde ~1,1 millones en 2025), y en una década podría llegar a 2,5 millones de barriles/día, si se implementan grandes proyectos de modernización en la industria. Ya en los primeros días tras el cambio de administración, surgieron informes sobre planes para auditar el estado de los yacimientos y la infraestructura de PDVSA y atraer socios internacionales para reiniciar los pozos inactivos.
Sin embargo, los expertos advierten que no se deben esperar resultados rápidos. La industria petrolera de Venezuela necesita una actualización masiva – desde la reparación de refinerías hasta inversiones en capacidades portuarias. Las inversiones necesarias se estiman en decenas, si no cientos de miles de millones de dólares. Además, persisten preguntas sobre la legitimidad del cambio de régimen y los riesgos políticos a largo plazo. Algunos países, aliados de las autoridades anteriores, han condenado la intervención externa; Rusia, por ejemplo, ha declarado que el control sobre el petróleo venezolano no debe pasar a EE. UU. Esto significa que se pueden esperar fricciones diplomáticas en torno a la cuestión venezolana.
Para el mercado mundial, el aumento de las exportaciones desde Venezuela en los próximos meses podría ser pequeño, pero simbólicamente significativo. Ya se observa un renacer de suministros de petróleo pesado venezolano a las refinerías estadounidenses en el Golfo de México bajo licencias emitidas por la nueva administración. En el mediano plazo, el volumen adicional venezolano podría intensificar la competencia en el segmento de los petróleos pesados, donde OPEP domina. Según Goldman Sachs, si la producción en Venezuela llegara en el futuro a 2 millones de barriles/día, esto podría reducir el precio de equilibrio de Brent en $3–4 hacia 2030. Aunque aún falta para alcanzar esos volúmenes, los inversores han incorporado en sus pronósticos la llegada de un "nuevo viejo" jugador en el mercado. En general, la situación en Venezuela añade un factor más al exceso global de oferta, fortaleciendo las expectativas de que el periodo de precios relativamente bajos del petróleo podría prolongarse.
Transición energética: generación verde récord y el papel del carbón
La energía mundial continúa desplazándose hacia fuentes de bajo carbono, aunque los combustibles fósiles siguen teniendo una participación significativa en el balance energético. El año 2025 fue récord para las energías renovables: según estimaciones de la Agencia Internacional de Energía, se instalaron en total alrededor de 580 GW de nuevas capacidades de energías renovables en todo el mundo. Más del 90% de todas las nuevas plantas de energía inauguradas el año pasado funcionan con energía solar, eólica o hidroeléctrica. Como resultado, la proporción de generación renovable en la producción de electricidad alcanzó máximos históricos en varios países.
Europa y EE. UU. En la Unión Europea, la proporción de electricidad generada a partir de energías renovables superó por primera vez el 50% al final del año. Los parques eólicos en el Mar del Norte, granjas solares en el sur de Europa y la bioenergética proporcionaron el principal incremento. Esto permitió a la UE reducir en 2025 la quema de carbón y gas para generación en un 5% y 3% respectivamente en comparación con el año anterior. La proporción de carbón en el balance energético de la UE ha vuelto a una trayectoria de disminución tras un aumento temporal en 2022–2023. En EE. UU., el sector de energías renovables también alcanzó nuevos picos: se inauguraron grandes plantas solares en Texas y California, así como turbinas eólicas en el Medio Oeste. Como resultado, casi el 25% de la electricidad estadounidense proviene ahora de energías renovables, un máximo histórico. Las iniciativas gubernamentales y los incentivos fiscales (por ejemplo, en el marco de la Ley Federal de Reducción de Inflación) están estimulando más inversiones en energía limpia.
Asia y mercados en desarrollo. En China e India, también se observa un crecimiento acelerado de la energía renovable, aunque el consumo absoluto de combustibles fósiles sigue en aumento. China instaló un récord de 130 GW de paneles solares y 50 GW de energía eólica en un año, llevando la capacidad total de energías renovables a 1,2 TW. Sin embargo, la economía en rápido crecimiento demanda cada vez más electricidad: para evitar déficits, Pekín está aumentando paralelamente la producción de carbón y la construcción de centrales eléctricas de carbón. Como resultado, China todavía genera alrededor del 60–65% de la electricidad a partir del carbón. En India se observa una situación similar: el país incrementa sus capacidades solares y eólicas (más de 20 GW en 2025), pero más del 70% de la electricidad india sigue produciéndose en plantas de carbón. Para satisfacer la creciente demanda, Nueva Delhi ha aprobado la construcción de nuevos bloques de carbón altamente eficientes, incluso a pesar de los objetivos climáticos. Muchas otras economías en desarrollo en Asia y África (Indonesia, Vietnam, Sudáfrica, entre otros) también equilibran el desarrollo de energías renovables y la necesidad de expandir la generación tradicional para asegurar la carga base.
Desafíos para los sistemas energéticos. El rápido crecimiento de la participación de la energía solar y eólica plantea nuevos retos para los operadores energéticos. Las oscilaciones periódicas en la producción de energías renovables requieren el desarrollo de sistemas de almacenamiento de energía y capacidades de reserva. Ya en Europa y EE. UU., durante las horas pico de carga o en condiciones meteorológicas adversas, los operadores de redes se ven obligados a utilizar plantas de gas y, en algunos casos, incluso plantas de carbón para equilibrar el sistema. En 2025, se registraron momentos en algunos países en los que, debido a la falta de viento y durante la noche, la participación de las energías renovables disminuyó, y las plantas térmicas tradicionales asumieron temporalmente la carga principal. Para aumentar la flexibilidad de los sistemas energéticos, se están escalando proyectos de almacenamiento de energía, desde baterías industriales hasta la producción de hidrógeno "verde" para almacenamiento estacional. Sin embargo, hasta ahora, la reserva de fuentes fósiles sigue siendo fundamental para un suministro energético estable. Se proyecta que la demanda global de carbón en 2026 se mantendrá cerca de niveles récord (alrededor de 8,8 mil millones de toneladas al año) y comenzará a disminuir notablemente sólo a finales de la década, a medida que se acelere la implementación de tecnologías limpias y los países cumplan con sus compromisos climáticos.
Mercado de productos petroleros y refinación: el exceso de capacidad reduce los precios del combustible
A principios de 2026, el mercado mundial de productos petroleros se encuentra en una situación favorable para los consumidores. Los precios de los principales combustibles – gasolina y diésel – se mantienen a niveles significativamente por debajo de los del año pasado, en gran parte debido a la caída de los precios del petróleo y al aumento de la oferta por parte de las refinerías. Durante 2025, se pusieron en funcionamiento nuevas capacidades de refinación, intensificando la competencia entre los productores de productos petroleros y aumentando los volúmenes disponibles de gasolina, diésel y combustible para aviación en el mercado internacional.
Aumento de las capacidades en Asia y Medio Oriente. Los proyectos de inversión más grandes en refinación de petróleo, iniciados en los últimos años, comienzan a dar resultados. En China, varias refinerías modernas ("complejos petroquímicos") han alcanzado su plena capacidad, llevando la capacidad instalada del país a aproximadamente 20 millones de barriles/día – la cifra más alta del mundo. Pekín había planeado limitar la capacidad nacional a 1 mil millones de toneladas al año (alrededor de 20 millones de barriles/día), y ahora este límite está casi alcanzado. El exceso de capacidades de refinación dentro del país ya está provocando que algunas de las viejas refinerías en China operen con su capacidad reducida o puedan cerrarse en los próximos años. En Medio Oriente, se ha completado la puesta en marcha de la gigantesca refinería Al-Zour en Kuwait, y se han iniciado proyectos de expansión de la refinación en Arabia Saudita (incluidos nuevos complejos con participación de socios extranjeros). Estas nuevas refinerías están orientadas no sólo a la demanda interna, sino también a la exportación de combustible, principalmente a países asiáticos y África, donde la demanda de productos petroleros sigue creciendo.
Estabilización del mercado de diésel en Europa. La Unión Europea, que sufrió tensiones en el mercado de diésel en 2022–2023 debido al cese de importaciones rusas, logró en 2025 reorientar su logística y evitar déficits. Las importaciones de diésel y queroseno de aviación a Europa desde Medio Oriente, India, China y EE. UU. han aumentado, compensando la caída de las exportaciones rusas. El papel de India es particularmente notable: sus refinerías, al recibir petróleo ruso a precios de descuento, producen volúmenes excesivos de diésel, gran parte de los cuales se dirige luego a Europa y a países africanos. Este "trasvase" ha permitido mantener los precios europeos del diésel estables incluso durante periodos de alta demanda estival. En la UE, los refinadores también han incrementado la producción: las refinerías en el Mediterráneo y en Europa del Este han estado operando con altas cargas, compensando en parte el cierre de algunas refinerías obsoletas en Europa Occidental. Como resultado, los precios mayoristas del diésel en Europa han disminuido aproximadamente un 15% a finales de 2025 en comparación al inicio del año, lo que ha ayudado a aliviar la presión inflacionaria.
Margen de refinación y perspectivas. Para las propias empresas de refinación, la situación es dual: por un lado, el petróleo más barato reduce el costo de las materias primas, por otro lado, el exceso de combustible y la competencia disminuyen los márgenes. Después de los márgenes históricamente altos observados en 2022, los refinadores enfrentaron en 2025 un endurecimiento de las condiciones. El margen promedio global ha disminuido, especialmente en la producción de diésel y fuelóleo. En Asia, debido a la sobreoferta de gasolina, algunas refinerías redujeron su producción y empezaron a fabricar productos petroquímicos con un mayor valor agregado. En Europa, los requisitos de contenido de biocombustibles y normativas ambientales también aumentan los costos de las refinerías, empujando a la industria hacia la consolidación y modernización. Se espera que en 2026, las capacidades globales de las refinerías continúen creciendo – se están preparando nuevos proyectos en África Oriental y una expansión de la refinación en EE. UU. Esto significa que la competencia en el mercado de productos petroleros seguirá siendo alta, y los precios de la gasolina y el diésel probablemente se mantendrán relativamente bajos, a menos que se produzca un aumento brusco en los precios del petróleo.
Perspectivas y eventos previstos
A principios de 2026, los inversores y participantes del mercado energético están evaluando de cerca cómo se desarrollarán los factores clave que influyen en los precios y en el equilibrio entre oferta y demanda. En los próximos meses, la dinámica de los mercados energéticos mundiales se verá influenciada por los siguientes aspectos:
- Decisiones sobre sanciones y evolución del conflicto: Si se aprobará y se implementará el nuevo proyecto de ley de sanciones de EE. UU. contra los compradores de petróleo ruso. Sus consecuencias para el mercado global (potenciales reducciones de suministro, redistribución de flujos y la reacción política de China/India) se convertirán en uno de los principales factores de incertidumbre. Paralelamente, los mercados estarán atentos a cualquier señal de progresos o fracasos en las negociaciones de paz sobre Ucrania – esto influye directamente en la política de sanciones y en la percepción de los inversores.
- Estrategia de la OPEP+: Se prestará atención a la política del grupo petrolero. Si los precios del petróleo siguen cayendo, podría haber una reunión extraordinaria o una revisión de las cuotas. La reunión habitual de la OPEP+ está programada para la primavera, y los mercados están a la espera de si se tomarán medidas para reducir la producción para apoyar los precios o si el cártel permitirá que los precios permanezcan en niveles relativamente bajos para mantener su cuota de mercado.
- Dinamismo económico y demanda: El estado de la economía mundial, especialmente en China, EE. UU. y la UE, será determinante para la demanda de energía. Si en la segunda mitad de 2026 se observa un acelerón del crecimiento del PIB o, por ejemplo, de la producción industrial en China tras medidas estimulativas, esto podría elevar el consumo de petróleo y GNL, reduciendo en cierta medida el exceso. Por el contrario, los riesgos de recesión o trastornos financieros podrían reducir la demanda de combustible. Además, la recuperación estacional del tráfico aéreo (combustible de avión) y del tráfico automovilístico en la primavera y el verano también influirán en el mercado de productos petroleros.
- Finalización del invierno y preparación para la próxima temporada: Los resultados del invierno actual para el mercado del gas definirán la estrategia para 2026. Si Europa se libra de un déficit energético y hay un suministro suficiente de gas en los almacenes, esto facilitará la tarea de rellenar los almacenes para el próximo invierno y podría mantener los precios bajos. Un evento importante será la temporada de llenado de verano de 2026: en medio de una oferta global de GNL esperada (lanzamiento de nuevos proyectos en EE. UU. y Catar), se prevé que Europa logre nuevamente un 90% de llenado de los almacenes para el otoño. El mercado evaluará si esto se logra sin picos de precios y sin una dura competencia con importadores asiáticos.
- Transición energética e inversiones de las empresas: Se seguirá observando cómo las corporaciones energéticas redistribuyen capital entre sectores fósiles y renovables. Se anticipa que en 2026 las inversiones en la producción de petróleo disminuirán en medio de los precios bajos – especialmente entre las empresas independientes en América del Norte y las grandes compañías internacionales que se centran en la disciplina financiera. Al mismo tiempo, se prevé un aumento en las inversiones en proyectos de GNL (incremento de las exportaciones desde América del Norte y África) y en energías "verdes". Cualquier nueva iniciativa gubernamental sobre descarbonización (por ejemplo, endurecimiento de objetivos climáticos en las próximas cumbres climáticas) o, por el contrario, medidas para apoyar la producción de combustibles fósiles, afectará directamente las expectativas a largo plazo sobre la demanda y los precios.
En general, para 2026, los expertos de la industria ofrecen un pronóstico moderadamente positivo para los consumidores: la alta disponibilidad de petróleo y gas debería mantener los precios lejos de aumentos abruptos. Sin embargo, para los productores esto implica la necesidad de adaptarse a la nueva realidad – un periodo de márgenes más bajos y mayor atención a la eficiencia. Los factores geopolíticos siguen siendo un "factor salvaje": eventos inesperados – ya sea un avance en las negociaciones de paz, un gran evento fortuito en los sitios de extracción, o nuevas guerras comerciales – pueden alterar rápidamente el equilibrio. Los participacionales del mercado energético se acercan al inicio del año con cautela, estableciendo estrategias que puedan soportar diversos escenarios de desarrollo.
