Noticias de petróleo, 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 defiende
Al 13 de febrero de 2026 (hora de fijación - no especificada), el mercado mundial de energía ha pasado a un modo de reevaluación del equilibrio: las expectativas de un renovado aumento de la producción de OPEP+ a partir de abril han aumentado la presión sobre el petróleo, mientras que las estadísticas de la EIA mostraron un notable aumento en los inventarios de petróleo en EE. UU. Al mismo tiempo, la AIE en su informe de febrero mantiene un tono cauteloso respecto a la demanda y advierte sobre el riesgo de un excedente en 2026. Para los inversores en petróleo, gas y energía, esto desplaza el enfoque hacia la sostenibilidad del margen de las refinerías, las cadenas de suministro de productos refinados y la calidad de la inversión en energía eléctrica y energías renovables.
- 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 subterráneo con bajos inventarios (exactamente al 13 de febrero - no especificado).
- Energía eléctrica: para la entrega del 14 de febrero en algunas zonas se mantienen niveles de precio de tres cifras; las inversiones en redes y las reglas de conexión son los impulsores clave para las energías renovables.
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 al aumento de la producción a partir de abril de 2026 tras una pausa en enero-marzo. El mercado lo interpreta como un esfuerzo por "asegurar" la cuota de mercado antes de la demanda de verano, incluso si el balance del segundo trimestre parece más suave que la norma estacional. Adicionalmente, la AIE en su informe de febrero estima un crecimiento de la demanda mundial en 2026 de aproximadamente 850 mil barriles/día, y considera que la oferta mundial podría aumentar 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 que es crucial para la estrategia de cobertura e inversión en producción.
Para la inversión en upstream, esto significa requisitos más altos en cuanto a costos y sostenibilidad del flujo de efectivo. Los proyectos "largos" son evaluados con mayor rigor, y el mercado a menudo prefiere empresas con fuertes flujos de efectivo libres y políticas de capital predecibles. La geopolítica (Medio Oriente) sigue siendo una fuente de volatilidad, pero su contribución a los precios al 13 de febrero de 2026 es incierta.
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.
- Carbón Newcastle: alrededor de $115–116/tonelada.
- Energía eléctrica (Nord Pool, entrega 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 fecha del 12 de febrero; al 13 de febrero - no especificado.
EE.UU.: inventarios, refinerías y señal para productos refinados
Las estadísticas americanas de la EIA han establecido el tono para discutir la "física" del mercado. En la semana que terminó el 6 de febrero, los inventarios comerciales de petróleo aumentaron en 8,5 millones de barriles, alcanzando un total de 428,8 millones de barriles. Las refinerías procesaron alrededor de 16,0 millones de barriles/día, y la capacidad de funcionamiento fue aproximadamente del 89%. Sin embargo, los inventarios de gasolina aumentaron en 1,2 millones de barriles, mientras que los inventarios de destilados disminuyeron en 2,7 millones de barriles.
Para el segmento de "productos refinados", esto significa un balance divergente: con inventarios de petróleo cómodos, el mercado puede experimentar una tensión local 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 refinados desde EE. UU. a Europa a menudo actúan como un "amortiguador" para el mercado global de combustibles.
Refinerías y productos refinados: eventos operacionales e impacto en el mercado
Los riesgos operativos en la refinación están nuevamente en el foco. En Rusia, según fuentes, la refinería de Volgogrado detuvo la producción tras un incendio provocado por un ataque de dron; una importante unidad de procesamiento primario resultó dañada. Esto impacta indirectamente en el mercado global de petróleo, pero para el balance regional de productos refinados (en particular el diésel), tales eventos aumentan la prima de riesgo, refuerzan la demanda de importación y pueden sostener el margen de las refinerías europeas.
En Europa, el cumplimiento normativo de sanciones está cambiando incluso los modelos operativos: TotalEnergies ha asumido el control operativo total de la refinería Zeeland en los Países Bajos, mientras mantiene una participación de Lukoil, concentrando la compra de materias primas y la venta de productos refinados en una única estructura de gestión. En África, el mensaje desde Nigeria es significativo: Dangote ha reiniciado la operación de una gran unidad de destilación atmosférica, y se espera el lanzamiento de prueba del bloque de gasolina en los próximos días, lo que potencialmente refuerza la sustitución de importaciones de productos refinados en la región y cambia la demanda regional de petróleo.
Gas y GNL: Europa entre el almacenamiento subterráneo y un nuevo régimen de entregas
El mercado de gas europeo sigue siendo sensible a los inventarios y a la competencia por el GNL. El TTF se mantiene alrededor de €32/MWh, sin embargo, para los inversores, la trayectoria de inyección de gas subterráneo es más importante: las evaluaciones públicas indican que la capacidad de llenado de los almacenes europeos se encuentra entre el 35–36% (el valor exacto al 13 de febrero de 2026 - no especificado). Además, la UE ha aprobado una prohibición gradual de importaciones de gas ruso para finales de 2027 (el GNL antes), consolidando la dependencia estructural de Europa respecto al mercado global de GNL y aumentando el valor de las entregas flexibles.
En Asia, el marcador JKM alrededor de $11/MMBtu muestra una demanda relativamente tranquila, pero la oferta depende de los cronogramas de mega proyectos. Se reportó un retraso en el inicio de la primera fase de expansión de las capacidades de GNL de Qatar hacia finales de 2026. Para los mercados de Europa y Asia, esto sostiene la prima por la "molecular lista" y aumenta la importancia de la inversión en regasificación, infraestructura de gas y flexibilidad en el sector eléctrico.
Energía eléctrica y energías renovables: precios, redes y ciclo de inversión
Al 14 de febrero, los precios de la energía eléctrica en Europa según 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, energías renovables), la disponibilidad de interconexiones y las limitaciones de la red. El ciclo de inversión en el sector energético y de la energía se está concentrando cada vez más en la infraestructura: en el Reino Unido se han otorgado contratos de subsidio para un volumen récord de generación solar, mientras que la disputa entre Londres y París sobre la financiación de cables interconectores adicionales subraya que los proyectos de red se están convirtiendo en un factor político que afecta la velocidad de implementación de energías renovables.
En el continente se incrementa el "costo de la red": en Alemania se discute un mecanismo por el cual los desarrolladores de energías renovables deberán cubrir en mayor medida el costo de conexión a las redes eléctricas. Para los proyectos de energías renovables, esto puede significar una revisión de la TIR y una selección más específica de los sitios. Francia, en su estrategia, se centra en el aumento de la electricidad descarbonizada (nuclear y energías renovables) y en fomentar la electrificación de la demanda, lo que refuerza la demanda estructural de inversión 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, especialmente en Asia. Newcastle se mantiene alrededor de $115–116/tonelada, lo que conserva su relevancia para la generación eléctrica marginal y para la cobertura de carteras. En Europa, el papel del carbón está determinado por el costo del CO₂ y el régimen del sistema energético: los movimientos bruscos del precio del EU ETS alteran temporalmente la economía de la generación a base de carbón, pero no eliminan las restricciones a largo plazo sobre la financiación de activos y proyectos de carbón.
Regulación, sanciones y proyección
Los riesgos regulatorios y de sanciones siguen siendo sistémicos para el sector energético. En Europa, la volatilidad del precio del CO₂ incrementa la incertidumbre sobre la inversión en descarbonización, mientras que en el bloque petrolero, los cambios en los regímenes de sanciones pueden redistribuir rápidamente los flujos de petróleo y materias primas para las refinerías (incluyendo la dirección venezolana). Para los próximos días, el escenario básico para el petróleo es una consolidación en el rango de $65–70 Brent, dominada por el tema de la oferta de OPEP+.
Escenarios para los próximos días:
- Base: petróleo en rango, gas – bajo el control del clima y la dinámica de inyección de gas subterráneo, electricidad – influenciada por las limitaciones de la red.
- Riesgo al alza: fallos de infraestructura y endurecimiento de sanciones aumentan la prima de riesgo sobre el petróleo y diésel, sustentando el margen de las refinerías y los precios de los productos refinados.
- Riesgo a la baja: aceleración de las expectativas de aumento de producción y aumento de la disponibilidad de petróleo pesado presionan sobre el petróleo y las inversiones upstream.
Checklist para los participantes del mercado energético:
- comunicaciones de OPEP+ antes de la reunión del 1 de marzo;
- datos semanales de la EIA sobre petróleo, gas y productos refinados;
- dynamics de los almacenes de gas subterráneo europeos y situación competitiva en el mercado de GNL (al 13 de febrero - no especificado);
- noticias sobre refinerías (mantenimientos, incidentes) y sobre las cadenas de suministro de productos refinados;
- decisiones sobre redes, interconectores y carbono que afectan la electricidad y las energías renovables.
