El 7 de septiembre, la OPEP y aliados sorprendieron a los mercados al anunciar la reactivación de la segunda fase de producción de petróleo suspendido, desmarcándose de las expectativas que apuntaban a una pausa. Esta decisión llegó tras haber completado, un año antes de lo previsto, la primera fase de restauración de producción, con un retorno de 2.2 millones de barriles diarios (Mbbl/d) en septiembre de 2025.
Las ocho naciones clave del grupo, Arabia Saudita, Rusia, Irak, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait, Kazajstán, Argelia y Omán, añadirán 137 mil barriles diarios (Kbbl/d) al mercado, una fracción de los 1.65 Mbbl/d de recortes voluntarios establecidos en abril de 2023. Este incremento comenzará a aplicarse en octubre. Vale la pena señalar que el ajuste anunciado fue modesto al representar menos de un tercio de los incrementos observados en los dos meses anteriores,que rondaron los 550 Kbbl/d.
La estrategia refleja claramente que la OPEP+ busca recuperar participación de mercado
frente a competidores como Estados Unidos por encima de su tradicional rol como defensor de precios. Por lo que corre el riesgo de saturar la oferta si lo hace demasiado rápido. Esta tensión se observa en los inventarios y en los precios.
El efecto en los precios ha sido evidente. Por momentos, las principales referencias han registrado alzas rápidas por factores coyunturales como caídas inesperadas de inventarios o tensiones geopolíticas; sin embargo, la tendencia de fondo apunta con bastante claridad a riesgos de debilidad. Los analistas coinciden en que si la OPEP+ continúa aumentando producción sin que se consolide una recuperación sólida de la demanda, el mercado podría entrar en una fase de ligera sobreoferta.
Puntualmente, para finales de 2025, la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA, por sus siglas en inglés) estima una oferta total de 106.6 Mbbl/d y una demanda global de 105.5 Mbbl/d, resultando en un superávit de 0.9 Mbbl/d que incrementará a 1.1 Mbbl/d para 2026. En línea con este panorama, las curvas de futuros muestran una pendiente negativa: el precio spot supera a los precios futuros para los próximos dos años.
En este contexto, el WTI acumula una caída anual de 9%, cotizando en 65.3 US$/bbl, mientras que el Brent ha retrocedido 6%, ubicándose en 69.6 US$/bbl. Las proyecciones de consenso recopiladas por Bloomberg anticipan una tendencia bajista, con estimados de 60 US$/bbl para el WTI y 63 US$/bbl para el Brent hacia finales del año.
Para los consumidores, esta dinámica podría traducirse en cierto alivio en los precios de los combustibles, aunque sujeto a la volatilidad de corto plazo. Para los países productores, en cambio, representa un reto fiscal creciente, en un entorno donde los ingresos petroleros son cada vez más inciertos. Y para los inversionistas, el mercado exige una vigilancia constante sobre los reportes de inventarios y las decisiones de la OPEP+.
En este sentido, destacan fechas clave en el calendario del grupo: el 1 de octubre
se reunirá el Comité de Monitoreo, seguido por una reunión de los ocho miembros principales el 5 de octubre, y culminando con la Reunión Ministerial el 30 de noviembre. Estas citas serán determinantes para evaluar si la OPEP+ mantiene su actual enfoque de cautela o ajusta nuevamente su estrategia ante un mercado cada vez más sensible a los desequilibrios de oferta y demanda.
La estrategia refleja claramente que la OPEP+ busca recuperar participación de mercado
frente a competidores como Estados Unidos por encima de su tradicional rol como defensor de precios.
* Subdirectora de Renta Fija, Tipo de Cambio y Commodities de Grupo Financiero Banorte.
Twitter: @LeslieOrozcoV
LinkedIn: Leslie Orozco
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