Las 12 predicciones de Rystad Energy para el próximo año

La geopolítica, la volatilidad de los mercados y las repercusiones de las políticas públicas serán, a juicio de los analistas de Rystad  Energy, los principales factores que darán forma a la industria energética global. A medida que la transición energética avanza —aunque a un ritmo más lento que en algunos años anteriores— surgirán oportunidades junto con una creciente complejidad, incluido el papel de las nuevas energías para satisfacer la creciente demanda eléctrica de los centros de datos.

Al mismo tiempo, equilibrar asequibilidad, sostenibilidad y seguridad energética seguirá siendo un desafío persistente, y se espera que los combustibles fósiles continúen desempeñando un papel importante en el próximo año. La política de la OPEP+, los resultados de exploración y las fusiones y adquisiciones (M&A) marcarán el tono del crecimiento de la oferta y definirán las condiciones del mercado del petróleo y el gas el próximo año.

Precios deprimidos de la energía primaria

Jarand Rystad, fundador y CEO de Rystad Energy, considera que se avecina un año de abundancia energética en el upstream, aunque con posibles cuellos de botella en el downstream. Por ello, piensa que se pueden esperar precios deprimidos de la energía primaria, aunque con potencial de márgenes saludables en algunos segmentos de portadores energéticos y almacenamiento. Sin embargo, cuanto más caigan los precios de la energía primaria en 2026, mayor será su rebote en 2027 y 2028. El próximo año podría ser, por tanto, favorable para adquisiciones y contratación de proyectos greenfield, especialmente para actores con gran capacidad financiera.

Rystad piensa que 2026 también será un año en el que la nueva realidad energética híbrida —con una mezcla de fuentes verdes y fósiles en todos los sectores— será más visible que nunca, con fuertes fluctuaciones de precios en el mercado eléctrico y un crecimiento sostenido de la electrificación por parte de los usuarios finales. Dadas las recientes dificultades para las políticas verdes, las decisiones estarán impulsadas más por la economía fundamental que por la regulación.

Según sus estimaciones de demanda, el consumo de energía primaria crecerá alrededor de 2.500 teravatios hora (TWh), de los cuales 700 TWh corresponden a pérdidas energéticas y 250 TWh a moléculas energéticas utilizadas para materiales. Así, el crecimiento del consumo de energía útil será de unos 1.550 TWh, de los cuales 450 TWh se transportarán como moléculas, 900 TWh como electrones y 200 TWh como calor.

Del crecimiento de las moléculas utilizadas para energía, aproximadamente el 60% corresponderá al gas, mientras que el petróleo representará un 20% (ya que la mayor parte del crecimiento del petróleo será para materiales, no para energía), y la biomasa alcanzará también ese 20%. En cuanto a los electrones, el 100% del crecimiento provendrá de las energías renovables, mientras que 200 TWh de aumento en la generación basada en gas se compensarán con un descenso similar en la generación a partir de carbón y petróleo.

En cuanto a la oferta, el CEO de Rystad espera que el petróleo experimente la mayor sobreoferta, ya que podrían incorporarse al mercado 3,2 millones de barriles diarios adicionales si la OPEP+ decide deshacer sus recortes voluntarios de producción. Incluso con China aumentando rápidamente sus inventarios estratégicos de crudo, el mercado seguirá sobreabastecido y la OPEP+ tendrá que elegir entre extender los recortes o aceptar precios del petróleo aún más débiles.

Mientras tanto, países clave de la OPEP+ han ampliado recientemente su capacidad de refino, con el objetivo de captar nuevas y rentables fuentes de ingresos. Esperamos márgenes de refino saludables, respaldados por el gran volumen de capacidad cerrada en Europa y Estados Unidos. Por tanto, estos países podrían seguir obteniendo retornos satisfactorios incluso en un entorno de precios bajos del crudo.

Los mercados de gas también estarán sobreabastecidos, ya que entrará en operación una gran cantidad de nueva capacidad de gas natural licuado (GNL). Sin embargo, con un mayor cambio del carbón al gas debido a los bajos precios del gas, el mercado podrá absorber volúmenes adicionales. En el suministro eléctrico, el fuerte crecimiento de nueva capacidad eólica y solar incrementará aún más los excedentes de oferta en las horas centrales del día, especialmente durante periodos de menor demanda estacional.

Para corregir esta situación, será necesario más almacenamiento, y los sistemas de almacenamiento en baterías son el sector de más rápido crecimiento en el mercado energético. Los propietarios de almacenamiento y los innovadores podrían convertirse en los grandes ganadores en un sector que sufre periódicamente precios eléctricos bajos o incluso negativos, concluye Jarand Rystad.

1. Aumento de la utilización global de refinerías y apoyo a márgenes sólidos en 2026

Susan Bell, vicepresidenta senior de Mercados de Materias Primas y Petróleo de Rystad Energy espera que la utilización de la capacidad mundial de refino aumente pese al débil crecimiento de la demanda de productos petrolíferos en 2026. El crecimiento de la capacidad se proyecta por debajo de 800.000 barriles diarios, mientras que el crecimiento de la demanda de productos se situará en torno a los 900.000 barriles diarios.

Aunque esto parece equilibrado, el crecimiento de la capacidad de refino ha quedado rezagado frente al crecimiento de la demanda desde 2023, con la demanda superando a la capacidad en una media de 400.000 barriles diarios cada año. En 2026, esto se ve reforzado por una mayor racionalización de capacidad en Estados Unidos y Europa, junto con una desaceleración de la inversión en Asia y Oriente Medio.

Las altas tasas de utilización impulsarán los márgenes de refino —la diferencia entre los precios del crudo y los productos refinados— a niveles elevados, respaldando márgenes sólidos a nivel global. Europa enfrenta el mayor riesgo de suministro de diésel, mientras que el suministro de gasolina en la costa este de EE. UU. también podría verse presionado por su dependencia de suministros incrementales desde Europa.

Por último, Bell considera probable que los márgenes de diésel excepcionalmente altos en Europa y Estados Unidos se mantengan durante la mayor parte de 2026, apoyando márgenes más fuertes en Asia y Oriente Medio a medida que se ajustan los flujos comerciales. Los márgenes de gasolina también encontrarán apoyo a medida que las refinerías equilibren la producción de gasolina y diésel.

2. La producción de ‘shale’ en EEUU seguirá siendo resiliente incluso con precios bajos

Matthew Bernstein, vicepresidente de Petróleo y Gas de Norteamérica, piensa que, en 2025, los precios del petróleo se deterioraron estructuralmente, lo que llevó a los productores de shale en EEUU a reducir drásticamente el número de plataformas. Aun así, la producción ha superado las expectativas, ya que las empresas de exploración y producción (E&P) han utilizado pozos horizontales más largos y han mejorado la eficiencia de perforación.

Con los precios rondando el nivel clave de equilibrio corporativo de 60 dólares por barril de crudo WTI de cara a 2026, esperamos que la producción vuelva a mostrar resiliencia. Las E&P cotizadas evitarán una caída directa de la producción, ya que esto puede dañar las valoraciones y empeorar los costes unitarios.

En su lugar, los operadores defenderán la producción de mantenimiento, posiblemente reduciendo los ratios de distribución de dividendos, con la esperanza de obtener sinergias operativas y administrativas a través de la actividad de M&A para compensar los costes del ciclo completo.

3. Un año decisivo para la cadena de suministro energética global

La cadena de suministro energética global experimentará cambios importantes en 2026. Según Binny Bagga, vicepresidente senior de Investigación de la Cadena de Suministro en Rystad, se espera una debilidad inicial en los servicios petroleros a comienzos del año, seguida de una mejora gradual en la segunda mitad, a medida que empiecen a aparecer restricciones de capacidad y presión sobre los precios en mercados de aguas profundas, subsea y algunos mercados internacionales, mientras que la actividad terrestre en Norteamérica se mantendrá moderada.

También se espera, ajuicio de bagga, que los precios en el segmento subsea sigan siendo resilientes, respaldados por fuertes carteras de pedidos y ofertas de proyectos integrados, con un mayor potencial alcista hacia finales de 2026 y en 2027. Las tendencias de precios onshore internacionales siguen siendo mixtas, con focos de actividad constructiva.

En el ámbito offshore, en buques subsea, plataformas de aguas profundas y la fabricación de FPSO (unidades flotantes de producción, almacenamiento y descarga), las restricciones de capacidad comenzarán a intensificarse en 2026 y se acentuarán en 2027, a medida que se materializa una nueva ola de decisiones finales de inversión (FID) vinculadas a proyectos de aguas profundas y GNL.

En la cadena de suministro de infraestructuras energéticas más amplia, las restricciones persistirán durante 2026: el sector de turbinas de gas enfrenta largos plazos de entrega y elevados costes de equipos, ya que la capacidad de fabricación no alcanza la demanda, y el suministro de transformadores sigue siendo limitado pese a las expansiones de capacidad previstas, concluye Bagga.

4. Un año de transición para el mercado mundial de GNL

Xi Nan, director de Investigación de Mercados de Gas y GNL de Rystad espera que la oferta mundial de gas natural licuado (GNL) aumente en torno a 30 millones de toneladas en 2026, impulsada principalmente por la puesta en marcha progresiva de proyectos en Norteamérica. Se prevé que los compradores asiáticos absorban una gran parte de este volumen adicional, pero los fundamentos del mercado deberán sortear riesgos asociados a la puesta en marcha de proyectos, oscilaciones de la demanda vinculadas al clima, volatilidad de precios, un endurecimiento de las regulaciones ambientales y persistentes disrupciones geopolíticas.

La lista de vigilancia del mercado del gas en 2026 estará inevitablemente dominada por Estados Unidos —que ha impuesto aranceles a una amplia gama de importaciones mientras busca aumentar su cuota del comercio futuro de GNL—, Rusia, aún enfrentada a Ucrania y sometida a amplias sanciones estadounidenses y europeas, y China, cuya demanda de GNL se suavizó de forma inesperada en 2025 mientras prepara su 15.º Plan Quinquenal para el periodo 2026–2030.

Todo apunta a que 2026 será un año de transición hacia condiciones de mercado más holgadas durante los siguientes cinco o seis años.

5. Mayor acumulación de reservas de crudo en China

Impulsada por la rápida expansión de su capacidad de almacenamiento, se espera que China incremente de forma significativa sus reservas estratégicas de petróleo crudo en 2026. Este movimiento subraya la creciente prioridad que Pekín concede a la seguridad energética en un contexto de tensiones geopolíticas en aumento, incluso mientras factores económicos y estacionales siguen influyendo en los niveles de almacenamiento.

Con cerca del 70% de su suministro de crudo dependiente de importaciones, esta dependencia constituye una preocupación clave para las más de 100 refinerías del país. Al mismo tiempo, posiciona a China como un comprador de equilibrio crucial en el mercado global. Cuando un exceso de oferta presiona los precios a la baja, la acumulación de reservas por parte de China tiende a establecer un suelo para los precios internacionales.

A corto plazo, China seguirá dependiendo en gran medida del crudo importado. Aunque la demanda interna de gasolina y diésel está disminuyendo debido a la rápida adopción de vehículos eléctricos y camiones a GNL, el consumo total de petróleo se mantiene resiliente, apoyado por el aumento de la demanda de combustible para aviación y materias primas petroquímicas.

6. Economía más fuerte, energía más barata y geopolítica incierta

Claudio Galimberti, economista jefe de Rystad Energy, piensa que en 2026, el panorama macroeconómico será cada vez más constructivo: el auge de la inversión en inteligencia artificial (IA) gana impulso, el ciclo electoral de mitad de mandato en Estados Unidos limita el endurecimiento fiscal y los principales bancos centrales avanzan hacia un entorno en el que la inflación global se mantiene sorprendentemente baja.

Las medidas arancelarias siguen concentradas principalmente en Estados Unidos, con una represalia limitada hasta ahora, lo que reduce el riesgo de un choque comercial a gran escala. Sin embargo, la geopolítica introduce una elevada volatilidad: la guerra en Ucrania, un alto el fuego inestable en Oriente Medio y la posibilidad de una escalada en Venezuela mantienen expuestas las cadenas de suministro y la seguridad energética a interrupciones repentinas.

La Unión Europea, Japón y otros mercados importadores de energía deberán desenvolverse en este entorno geopolítico complejo, aunque sus economías se beneficiarán de precios energéticos más bajos tras años de presiones de costes. China reforzará sus compromisos con la transición energética, consolidando su dominio en las principales cadenas de suministro de tecnologías limpias.

Para las materias primas energéticas, el equilibrio apunta a una presión bajista sobre los precios del petróleo debido al aumento generalizado de la oferta mundial y a la desaceleración del crecimiento de la demanda, impulsada principalmente por el auge de los vehículos eléctricos en China. Una posible relajación de las sanciones a Rusia añade riesgos adicionales a la baja tanto para el petróleo como para el gas.

7. Incertidumbre en el sector upstream global

Artem Abramov, subdirector de Análisis de Rystasd, prevé que el sector upstream podría enfrentar vientos en contra en 2026. Los mercados petroleros mundiales podrían registrar una sobreoferta superior a 3 millones de barriles diarios a finales del próximo año, incluso si China llena agresivamente sus reservas estratégicas de crudo. Este desequilibrio estructural probablemente impondrá un techo firme a los precios, haciendo poco probable un petróleo por encima de los 70 dólares por barril.

Las compañías independientes estadounidenses han girado claramente hacia un modo de mantenimiento. Aunque las distribuciones a los accionistas se reducirán para permitir inversiones de mantenimiento, parecen poco probables recortes significativos de producción mientras el WTI se mantenga por encima de los 50 dólares por barril.

Además, la industria sigue sorprendiendo con avances tecnológicos: pozos horizontales de hasta cuatro millas están desbloqueando áreas previamente marginales (Tier 3 y 4) en cuencas clave, mejorando los precios de equilibrio en hasta 10–12 dólares por barril.

Mirando más allá, 2026 podría representar un punto de inflexión estratégico para la exploración global. Aunque el superávit a corto plazo es evidente, las preocupaciones a largo plazo son significativas: satisfacer un escenario hipotético de demanda superior a 100 millones de barriles diarios hasta mediados de siglo exige reponer reservas desde ahora. La exploración liderada por infraestructura (ILX) se acelera en cuencas maduras, mientras el Sudeste Asiático, África Occidental y América Latina se consolidan como grandes fronteras exploratorias.

8. Los centros de datos siguen creciendo, especialmente en América

Marina Domingues, directora de Investigación en Nuevas Energías de Rystad, constata que el mercado de centros de datos en Estados Unidos y el continente americano está creciendo rápidamente, impulsado principalmente por la demanda de inteligencia artificial y otros servicios de computación de alto rendimiento.

Entre los 15 países donde se espera el mayor crecimiento de capacidad de centros de datos, cuatro se encuentran en América. Estados Unidos —el mayor mercado mundial, con más del 40% del crecimiento esperado— está acompañado por Canadá, Brasil y México, todos ellos en el radar de los desarrolladores.

Este crecimiento tensiona las estructuras actuales del mercado eléctrico, ya que los nuevos centros de datos requieren grandes volúmenes de energía fiable, generando competencia por la capacidad de las redes y retrasos en las interconexiones. En 2026 se intensificarán los debates sobre el coste de la electricidad y el “tiempo hasta disponer de energía”, mientras los desarrolladores enfrentan crecientes cuellos de botella. El sector eléctrico podría recurrir a soluciones de generación in situ, como microrredes, turbinas de gas y sistemas de almacenamiento en baterías.

9. FIDs retrasadas y transición lenta anticipan un déficit de suministro en Asia

Prateek Pandey, director de Investigación de Petróleo y Gas para APAC de Rystad, cree que las decisiones finales de inversión (FID) retrasadas y una transición energética lenta están generando un déficit de suministro inminente en Asia, lo que impulsa los esfuerzos por acelerar el paso desde la ingeniería y diseño preliminar (FEED) hasta la FID para romper el ciclo de paradas y reinicios.

El impulso del suministro de gas está creciendo, liderado por Malasia, con Indonesia y Vietnam siguiendo el mismo camino. Al mismo tiempo, las compañías nacionales de petróleo (NOC) asiáticas están incrementando su actividad de M&A para asegurar crecimiento y opciones de recursos a largo plazo.

Los resultados exploratorios de las grandes petroleras están marcando el tono de la inversión futura, mientras que los proyectos de captura y almacenamiento de carbono (CCS) ganan atención en un contexto de menor apetito inversor y avances políticos limitados.

10. Aumento de los llamados a mejorar carteras en bloques frontera

Aatisha Mahajan, directora de Exploración de Petróleo y Gas, considera que la exploración en 2026 estará marcada por una disciplina de capital sostenida, con un gasto global que se mantendrá estable en poco más de 60.000 millones de dólares, en línea con 2025. Esta estabilidad respalda una preferencia continua por oportunidades selectivas y de alta calidad, mientras las compañías se enfocan en la resiliencia de sus carteras a largo plazo y se preparan para compensar las tasas estructurales de declive más allá de 2030.

La estrategia se centra en una entrada selectiva en nuevas fronteras sin acelerar programas de perforación a corto plazo. El capital de perforación seguirá concentrado en regiones probadas y de alto valor, aunque las cuencas frontera ganarán mayor tracción. Se prevé la perforación de más de 60 pozos offshore frontera en 2026, principalmente en Asia, África y América del Sur.

La actividad orientada al petróleo seguirá siendo sólida en Namibia, Brasil y el Golfo de América de EEUU, mientras que las cuencas gasíferas como el Mediterráneo Oriental, Noruega y el Sudeste Asiático continuarán aportando incorporaciones de bajo riesgo, especialmente a través de oportunidades ILX.

Varios países están impulsando este impulso mediante la promoción de una entrada temprana en cuencas y evaluaciones técnicas estructuradas, fomentando una mayor colaboración entre compañías petroleras internacionales y NOC en cuencas frontera y emergentes. El panorama para 2026 apunta a una expansión de carteras guiada por la calidad, con niveles de actividad estables y un claro énfasis estratégico en asegurar opciones futuras y reforzar reservas.

11. Fusiones y adquisiciones impulsadas por 150.000 millones de dólares en oportunidades upstream

Atul Raina, vicepresidente de Investigación de M&A Upstream espera que la actividad global de M&A en upstream continúe su desaceleración en 2026, con cerca de 150.000 millones de dólares en oportunidades actualmente en el mercado. Esto marcaría el segundo año consecutivo de menor actividad tras dos años excepcionales en 2023 y 2024, cuando el valor de las operaciones superó los 200.000 millones de dólares, impulsado en gran medida por la consolidación del shale estadounidense.

Se prevé que Norteamérica —especialmente el shale de EEUU— siga dominando el panorama global de M&A. El sector ‘shale’ ha entrado en una nueva fase de consolidación centrada en “fusiones entre iguales” entre empresas de pequeña y mediana capitalización. Compañías como Permian Resources, Matador Resources, HighPeak y Chord Energy podrían protagonizar los próximos movimientos de este ciclo.

Aunque Norteamérica seguirá siendo el principal motor de operaciones, el apetito por oportunidades upstream internacionales, especialmente en gas y GNL, se mantiene. En 2026, varios factores podrían definir la narrativa internacional de M&A, entre ellos el resultado del proceso de desinversión de activos internacionales de Lukoil, los esfuerzos de Santos por ejecutar una venta corporativa, los planes de expansión internacional de NOC y E&P asiáticas, y el creciente interés en el shale de Vaca Muerta, en Argentina.

12. El crecimiento de la capacidad renovable se desacelerará en 2026

Carlos Torres Diaz, vicepresidente senior y director del Área de Electricidad, vaticina que el próximo año será decisivo para el sector eléctrico, ya que se anticipa una desaceleración significativa en la nueva capacidad renovable por primera vez desde principios de la década de 2000. Las adiciones de energías renovables —solar fotovoltaica, eólica e hidroeléctrica— alcanzarán unos 650 gigavatios (GW) en 2026, lo que representa una caída del 7% respecto a 2025.

Esta desaceleración se deberá principalmente a una menor instalación de capacidad solar en China, como consecuencia de cambios regulatorios que eliminaron los precios garantizados para nuevos proyectos, así como a ciertos obstáculos en Estados Unidos.

Sin embargo, dado que el crecimiento de la demanda seguirá siendo fuerte, se espera que se tomen decisiones de inversión en nueva capacidad de generación en todas las regiones, con una cartera más diversificada que incluirá también gas y energía nuclear.