El precio del crudo Brent retrocedió hacia los US$ 60 por barril, un nivel que la OPEP+ había conseguido sostener durante casi dos años gracias a estrictos recortes de producción. Pero ese equilibrio empieza a resquebrajarse: el centro de gravedad del mercado se desplaza y la influencia del cartel ya no alcanza para contener la caída. De hecho, estimaciones independientes anticipan que a comienzos de 2026 podría generarse un excedente significativo —entre 2,1 y 4 millones de barriles diarios—, una abundancia que amenaza con profundizar la presión bajista sobre los precios.
Ante este escenario, la OPEP+ optó por lo que define como una "pausa estratégica": en lugar de intensificar los ajustes, decidió extender las cuotas de producción vigentes. Con esa maniobra busca recuperar estabilidad, aunque deja abierta una duda clave: ¿el cartel todavía es capaz de moldear el mercado o simplemente está reaccionando a fuerzas que ya no controla?
El dilema del cartel
Durante gran parte de su historia reciente, el poder de la OPEP radicó en su capacidad de maniobrar la producción para mover los precios. Si la demanda aflojaba, recortaba. Si la oferta se achicaba, abría el grifo. Esa influencia no desapareció, pero sí perdió fuerza.
El mercado petrolero actual poco tiene que ver con aquel dominado por los cárteles en décadas pasadas. El crecimiento de la oferta por parte de países que no integran la OPEP+ se volvió un factor clave. Estados Unidos, Brasil y Guyana están sumando barriles a un ritmo que compensa, con una regularidad inquietante, las restricciones impuestas por la alianza.
La Administración de Información Energética proyecta que la oferta mundial de líquidos de petróleo crecerá en 1,9 millones de barriles diarios en 2025 y en otros 1,6 millones en 2026, impulsada sobre todo por productores ajenos a la OPEP+.
Frente a eso, la OPEP+ recorta su producción. Pero cada ajuste extra implica ceder más espacio a competidores que no muestran señales de frenar. Por el contrario, si relaja las restricciones, corre el riesgo de que los precios caigan por debajo de niveles que muchos de sus miembros no pueden sostener.
El objetivo de largo plazo es manejar ese equilibrio hasta que la producción de los países fuera de la OPEP+ alcance su techo y empiece a caer. Pero, mientras tanto, la alianza enfrenta una carrera contra el reloj en un mundo que ya tomó la decisión de alejarse del petróleo.
El debate por el precio mínimo
Para la OPEP+, el rango bajo de los US$ 60 del Brent se transformó en un precio mínimo informal. Sin embargo, el clima bajista empieza a afirmarse. Los economistas proyectan que el West Texas Intermediate promediará unos US$ 59 en 2026, con el Brent rondando los US$ 62. Goldman Sachs advirtió que los precios podrían caer a poco más de US$ 50 si los excedentes se acumulan como está previsto.
A eso se suma la proyección de la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA), que estima que el Brent podría ubicarse en US$ 55 por barril en 2026, una merma del 20% respecto al promedio de 2025.
Esos niveles importan. Con un precio del WTI entre US$ 55 y 60, gran parte del petróleo de esquisto en Estados Unidos sigue siendo marginal, pero viable. Por debajo de esa franja, la actividad de perforación tiende a desacelerarse. De manera irónica, la cautela de la OPEP+ podría terminar siendo más útil para proteger a los productores estadounidenses frente a un desplome más brusco, que para sostener la estabilidad fiscal del propio cártel.
La cuenta fiscal de Arabia Saudita expone la tensión. Se estima que el precio del petróleo necesario para equilibrar su presupuesto en 2025 rondará los US$ 91 por barril, muy por encima de los valores actuales. Otros países de la OPEP+ enfrentan aún más restricciones. Cuanto más tiempo se mantenga el Brent —el crudo de referencia internacional— cerca de los US$ 60, mayor será la presión fiscal sobre la alianza, lo que fuerza a un uso más intensivo del endeudamiento, el recorte de reservas y la intervención en los mercados de divisas.
En ciclos anteriores, esa presión solía derivar en una intervención rápida y agresiva, o en el incumplimiento de las cuotas. Esta vez, la respuesta es más cauta.
La paradoja de Estados Unidos y el nuevo mapa de la oferta
El crecimiento de la oferta petrolera fuera de la OPEP+ dejó de ser una disrupción pasajera. Hoy se transformó en la fuerza estructural que marca el ritmo del mercado. El petróleo de esquisto en Estados Unidos, antes visto como una producción de ciclo corto, evolucionó hacia una industria más estable, de tipo manufacturero, con capacidad para sostener niveles altos, incluso en contextos de precios bajos. El capital ya no persigue el crecimiento a cualquier costo: ahora manda la disciplina financiera. Aun así, la eficiencia en la producción no deja de mejorar.
Los yacimientos presal de Brasil siguen ampliándose con respaldo de capital y con una calidad geológica destacada. Más impactante es el caso de Guyana. El país ya superó los 900.000 barriles diarios y apunta a llegar a 1,7 millones en 2030, una cifra notable para un país que hace diez años casi no producía.
Estos barriles no son marginales. Representan una oferta de largo plazo, con costos bajos y peso real en el suministro global. Y avanzan sin verse afectados por la coordinación de la OPEP+.
El cártel todavía puede intentar contener el avance, pero ya no tiene margen para revertirlo. Cada año de crecimiento fuera de la OPEP+ debilita su capacidad para sostener un piso de precios.
El mercado ya cambió de humor
Las proyecciones de la Agencia Internacional de la Energía refuerzan la lectura bajista. Un superávit potencial de hasta 4,1 millones de barriles diarios para 2026 representaría casi el 4 % de la demanda global, suficiente para saturar la capacidad de almacenamiento y provocar fuertes caídas en los precios, salvo que la demanda crezca de forma inesperada.
Las acciones muestran que ese riesgo se está tomando en serio. Los fondos cotizados en bolsa (ETF) del sector energético se mantuvieron mayormente estables, incluso cuando el resto del mercado osciló por las expectativas de recortes en las tasas de interés. Las grandes petroleras integradas le dieron prioridad a la rentabilidad para los accionistas, por encima del crecimiento en la producción. Las recompras y la disciplina en el reparto de dividendos reemplazaron al discurso expansivo. El gasto de capital sigue fuertemente limitado.
Ese comportamiento deja en claro algo: los equipos directivos no se preparan para un repunte sostenido del precio del petróleo. Apuntan a un mercado con cotizaciones que se mueven en un rango y con tendencia a los excedentes, donde la estrategia más prudente es extraer flujo de caja antes que apostar a una reinversión agresiva.
¿Fuerza o desesperación?
La pausa estratégica puede leerse de dos maneras. Los optimistas ven disciplina: una alianza dispuesta a ceder volumen para evitar otro derrumbe de precios. Los pesimistas ven parálisis: un grupo que ya no sabe cómo reaccionar sin perjudicarse. Las dos miradas tienen algo de razón.
Por un lado, la OPEP+ evita una competencia destructiva por ganar cuota de mercado. Esta lección se aprendió con dureza en la guerra de precios de 2014 a 2016 y, otra vez, con el desplome provocado por la pandemia. Pero, al mismo tiempo, esa moderación pierde efecto mientras los volúmenes de los países fuera de la OPEP+ siguen creciendo, sin importar lo que hagan los cárteles.
Ese es el cambio central en el mercado petrolero actual. La OPEP+ todavía influye, pero ya no define el precio.
Qué pasará con la producción de petróleo en Argentina si el precio internacional sigue en caída durante 2026
La baja constante del precio internacional del petróleo abrió un interrogante clave para la industria argentina.La caída ya afecta los ingresos de operadoras en todo el mundo, y Argentina no queda fuera de ese impacto. El último informe de Economía & Energía muestra la magnitud del retroceso: el Brent se redujo 5,5% en el último mes y acumula un descenso del 14,7% frente al año pasado. Con ese escenario, surge la pregunta inmediata: ¿qué ocurrirá con la producción local si el derrumbe continúa? La respuesta difiere según el tipo de recurso.
En Vaca Muerta, los analistas coinciden en que la actividad no se detendrá. La formación neuquina mantiene costos competitivos y niveles de productividad que le permiten sostener la extracción aun en tiempos de precios deprimidos. Sin embargo, sí aparece un factor que podría modificar el ritmo: las inversiones. La caída del crudo puede frenar decisiones de expansión y ralentizar proyectos que requieren desembolsos elevados. Ese freno no se ve con la misma fuerza en el convencional, que atraviesa un declive natural y tiene menos margen para soportar condiciones adversas.
Por ese motivo, el Gobierno nacional avanzó con medidas para aliviar la situación del convencional. Eliminó las retenciones a las exportaciones y firmó acuerdos con Neuquén, Santa Cruz y Chubut, en los que las provincias aceptaron reducir regalías e impuestos. La intención es sostener la producción en cuencas maduras que no pueden competir con la eficiencia del no convencional.
El contexto global ayuda a entender por qué se desploman los precios aun cuando la demanda no muestra un retroceso abrupto. La producción mundial alcanzó en octubre 108 millones de barriles por día, un incremento de 4,4 millones respecto de 2024 (+4,3% interanual). Los miembros originales de la OPEP aportaron 34 millones diarios, equivalentes al 32% del total y con un crecimiento del 5,3%. Arabia Saudita avanzó 7,6% y Emiratos Árabes Unidos 3,3%.
En la OPEP+, la producción se mantuvo en 17 millones de barriles por día, con un alza del 2,8%. Rusia (+2,9%) y Kazajistán (+25,6%) fueron los únicos que incrementaron su aporte. El resto del bloque cayó 3,2%.
En paralelo, el resto del mundo produjo 24 millones de barriles por día (+8,1%), con la participación destacada de China (+3,4%) y Brasil (+13,7%). Pero el jugador central permanece en América del Norte: Estados Unidos aportó 30% del petróleo global con 32 millones de barriles diarios y un crecimiento del 1,2%.
Su liderazgo deriva de la explotación shale, que representa 66% de su producción. No obstante, varias cuencas clave ingresaron en etapas maduras y el aporte del shale cayó 2% frente al año pasado. Ahí aparece la ventaja de Vaca Muerta: es la única formación no convencional fuera de Norteamérica que logró operar de manera rentable. Su desarrollo apenas alcanza 9%, un nivel que mantiene alto el interés de inversores incluso en medio de precios a la baja.
En 2026, si el Brent confirma la caída prevista, Argentina enfrentará un desafío doble. Vaca Muerta podrá sostener la producción, aunque con posibles demoras en inversiones; el convencional dependerá del alivio fiscal y regulatorio para evitar una reducción más profunda.
Con información de Forbes US.
