Oferta abundante de petróleo, crecimiento moderado de la demanda
A finales de 2025, los fundamentos del mercado del petróleo indican que 2026 comenzará con una situación de exceso de oferta sostenida. Se prevé que la oferta mundial aumente en más de 2 millones de barriles al día (mb/d) en 2026. Este crecimiento sigue estando muy por encima de la demanda, que se prevé que aumente entre 0,8 y 1 mb/d, en un contexto de desaceleración industrial mundial, tensiones comerciales persistentes y una transición energética cada vez más acelerada en las economías avanzadas y en China. Por lo tanto, el mercado entra en 2026 con un excedente estructural, reforzado por la inercia de los proyectos ya en marcha.
En este contexto, se prevé que los precios sigan una tendencia a la baja. Tras estabilizarse en torno a los 68 dólares a finales de 2025, el Brent podría situarse en una media de unos 60 dólares en 2026, su nivel más bajo desde 2021. El primer semestre del año parece ser el más vulnerable, debido a la llegada simultánea de nuevos volúmenes y a una demanda aún limitada por la debilidad del sector manufacturero. La segunda mitad del año sigue siendo más incierta: la evolución de las sanciones contra Rusia, Irán y Venezuela, las decisiones de la OPEP+ sobre las cuotas, la reacción de los productores de esquisto de EE. UU. ante la bajada de los precios y la trayectoria del crecimiento mundial serán los principales factores que probablemente influirán en la dinámica de los precios.
Aunque la trayectoria de la producción de la OPEP+ sigue siendo incierta, se espera que el crecimiento de la oferta en 2026 venga impulsado principalmente por países no pertenecientes a la OPEP+. Estados Unidos seguirá siendo el mayor productor mundial, pero se prevé que su contribución marginal disminuya: los precios de los futuros del WTI se mantienen cerca del umbral de rentabilidad de los nuevos pozos de esquisto —generalmente entre 55 y 65 dólares estadounidenses—, lo que está frenando la inversión, sobre todo debido al aumento de los costes provocado por los aranceles sobre el acero. Aunque la producción de las cuencas de esquisto es incierta, los yacimientos convencionales de Alaska y las plataformas marinas del Golfo de México seguirán aportando un apoyo moderado al crecimiento. Al mismo tiempo, la producción marina mundial seguirá siendo un motor importante en 2026, impulsada por la puesta en servicio de nuevas unidades flotantes de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) en Brasil y Guyana, así como por el crecimiento estable en Noruega. Canadá seguirá ampliando sus arenas bituminosas, mientras que la puesta en marcha de la formación de esquisto de Vaca Muerta en Argentina también contribuirá al aumento de la oferta mundial.
El crecimiento de la demanda de petróleo seguirá siendo moderado en 2026. Las economías emergentes representarán la mayor parte del aumento de la demanda. Se prevé que la India se convierta en el principal motor de la demanda a partir de 2026, impulsada por un crecimiento sostenido y la electrificación aún limitada de su parque automovilístico, mientras que China experimentará un crecimiento del consumo más débil debido a una desaceleración estructural y a la rápida electrificación del transporte. En Europa, la transición energética seguirá reduciendo gradualmente determinados usos del petróleo.
Se prevé que la combinación de una demanda moderada y una oferta abundante dé lugar a una acumulación de existencias en 2026, lo que mantendrá al mercado en situación de excedente y ejercerá una presión sostenida sobre los precios del crudo. En este contexto, los resultados de las empresas petroleras seguirán siendo dispares: las grandes empresas integradas se beneficiarán de la resistencia de sus actividades de transformación y petroquímicas, mientras que los productores de alto coste —en particular, algunas empresas de esquisto de EE. UU. y proyectos marítimos complejos— verán reducidos sus márgenes. Por el contrario, se prevé que los márgenes de refino se mantengan sólidos en 2026, respaldados por los bajos precios del crudo y la disminución de la capacidad de refino en Europa y Estados Unidos, lo que mantiene elevados los precios de los productos refinados.
El aumento de la oferta mundial de GNL reconfigura los mercados del gas
A diferencia de los inviernos posteriores a 2022, cuando Europa logró reponer sus reservas de gas hasta niveles cercanos al 95-100 %, el continente afronta el invierno de 2025-2026 con niveles significativamente más bajos: un 83 % de media, y un 79 % en el noroeste de Europa. A pesar de estas reservas históricamente bajas, los precios del gas en Europa se han mantenido notablemente estables. Esta persistente debilidad (relativa) del mercado puede explicarse principalmente por el factor dominante que está redefiniendo actualmente el equilibrio mundial del gas: el rápido aumento de la oferta mundial de GNL. En particular, la abundancia de GNL estadounidense, disponible de forma flexible y en volúmenes crecientes, reduce automáticamente la importancia estratégica del almacenamiento europeo. Estados Unidos se está consolidando como el centro de almacenamiento de facto, el proveedor clave y el referente de precios para el mercado mundial del gas, lo que reduce la sensibilidad de Europa respecto a sus propios niveles de existencias. Más allá de Estados Unidos, se prevé que la capacidad de licuefacción aumente significativamente en todo el mundo, especialmente en Canadá y Catar.
En un contexto en el que se prevé que la demanda europea (ajustada estacionalmente) se mantenga en líneas generales estable, la expansión de la oferta mundial de GNL contribuirá a estabilizar los precios del TTF. Se espera que estos se mantengan muy por debajo del máximo alcanzado en 2022, cuando los precios superaron los 120 EUR/MWh de media. Sin embargo, los precios no volverán a los niveles observados en 2018-2019, que oscilaban en torno a los 15-20 EUR/MWh. Con el precio medio del TTF estabilizándose en torno a los 28-30 EUR/MWh en 2026, esto reflejaría un mercado más relajado que, no obstante, sigue siendo estructuralmente más caro que antes de la crisis energética.
El aumento de la oferta mundial de gas provocará una moderación de los precios, pero habrá una excepción en Estados Unidos. El Henry Hub podría subir ligeramente, aunque se mantendrá por debajo de cualquier otro precio regional. Este aumento relativo se debe a unos niveles de existencias más bajos, consecuencia directa de la rápida expansión de las exportaciones de GNL de EE. UU., que están absorbiendo una parte cada vez mayor de la producción nacional. En este contexto, se espera que el diferencial entre el TTF y el Henry Hub siga reduciéndose en 2026, tras alcanzar a finales de 2025 su nivel más bajo desde la crisis energética de 2022. No obstante, Estados Unidos seguirá ocupando una posición competitiva favorable.
Más allá de Europa y Estados Unidos, los mercados del gas seguirán estando dominados en 2026 por Asia, que seguirá siendo la principal fuente de la demanda mundial. El consumo en la región crecerá moderadamente, impulsado por la India y el Sudeste Asiático, mientras que China experimentará un crecimiento más moderado. La abundancia de GNL disponible a nivel mundial debería mantener los precios asiáticos (JKM) en niveles moderados, muy por debajo de las tensiones observadas en 2022, aunque se mantendrá una prima asiática debido a la competencia entre los compradores para asegurarse los cargamentos.
La expansión de las energías renovables vendrá impulsada por la energía solar
En 2026, las energías renovables continuarán su fuerte expansión. La energía solar registrará el crecimiento más significativo, seguida de la energía eólica. Si bien las energías renovables representaban solo el 14,6 % de la combinación de energía primaria en 2024, se espera que su cuota en la generación de electricidad (32 %) supere a la del carbón en 2026. Sin embargo, este aumento pondrá de relieve los crecientes retos asociados a la integración de las energías renovables en los sistemas eléctricos.
Las disparidades regionales seguirán siendo pronunciadas. Asia seguirá siendo el principal motor del crecimiento, liderada por China —que representará más de la mitad de las nuevas instalaciones a nivel mundial— y la India, donde la expansión se está acelerando. Europa seguirá aumentando su capacidad, pero su progreso se verá obstaculizado por cuellos de botella en la red, retrasos administrativos, elevados costes de financiación y dificultades de integración. En Estados Unidos, el impulso sigue siendo fuerte gracias a la Ley de Reducción de la Inflación, pero se ve mermado por un entorno normativo más incierto: posibles cambios en determinados créditos fiscales, restricciones más estrictas a las importaciones, dificultades a las que se enfrentan varios proyectos de energía eólica marina y procedimientos de autorización más rigurosos en terrenos federales. En las economías emergentes fuera de Asia, el crecimiento seguirá siendo más desigual, a menudo limitado por el acceso a la financiación y la deficiente infraestructura eléctrica.
La variabilidad del suministro de energía solar y eólica aumentará la necesidad de flexibilidad, almacenamiento y refuerzo de la red, mientras que la proliferación de episodios de sobreproducción exigirá una gestión más precisa del equilibrio y las interconexiones. Al mismo tiempo, la electrificación de los usos —calefacción, transporte, industria— requerirá inversiones masivas en infraestructuras. El futuro de las energías renovables dependerá, por tanto, tanto de la capacidad de integrar esta producción como de la incorporación de nueva capacidad.
Los riesgos relacionados con las cadenas de suministro seguirán siendo elevados. China domina la producción de módulos solares, componentes intermedios y equipos clave, así como la extracción y, sobre todo, el refinado de tierras raras, que son esenciales para los aerogeneradores. Esta concentración expone al sector a vulnerabilidades geopolíticas e industriales.
A pesar del fuerte crecimiento de las instalaciones, los márgenes de los fabricantes de equipos siguen bajo presión. Según la AIE, los precios de la energía fotovoltaica en China han caído más de un 60 % desde 2023, lo que ha reducido los márgenes a alrededor del 10 % y ha provocado pérdidas acumuladas de unos 5 000 millones de dólares desde principios de 2024. En el sector eólico, los fabricantes fuera de China también registraron pérdidas de alrededor de 1 200 millones de dólares el año pasado, lo que refleja un entorno de altos costes y tensiones persistentes en la cadena de suministro.
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