OPEP+ mantiene sin cambios el objetivo de producción para diciembre según lo previsto; el verdadero desafío será el 29 de noviembre, cuando se definirá el marco para el próximo año

Según ha sabido Zhihui News APP, siete países miembros del grupo de productores de petróleo OPEP+ han acordado mantener sin cambios sus cuotas de producción en diciembre. Previamente, estos siete países completaron en septiembre la última ronda de retirada voluntaria de recortes de producción.

A pesar de que el transporte de petróleo a través del Estrecho de Ormuz está recuperándose y que Arabia Saudita aumentó las exportaciones por rutas alternativas a través del Mar Rojo en octubre, la capacidad de los miembros del Golfo Pérsico de OPEP+ para aprovechar objetivos de producción más altos sigue siendo limitada.

Después de la reunión celebrada el domingo, los objetivos de producción para estos siete países en diciembre son los que se muestran en la siguiente tabla (unidad: mil barriles/día), junto con la producción real de cada país en septiembre —siendo septiembre el mes más reciente para el cual OPEP publica estimaciones basadas en fuentes secundarias.

Estos siete países continuarán realizando reuniones mensuales para evaluar las condiciones del mercado; la próxima está programada para el 29 de noviembre, coincidiendo con la fecha de la reunión plenaria de OPEP+.

La tabla anterior no refleja los recortes adicionales que Kazajistán y Omán han llevado a cabo como compensación por la sobreproducción anterior. El ajuste más reciente de este tipo de “recortes compensatorios” fue el 7 de abril, cuando la cuota efectiva de producción de Kazajistán se redujo a menos de la mitad, descendiendo en mayo a solo 710,000 barriles/día, y en junio a 720,000 barriles/día. El ajuste compensatorio de Omán fue menor, con el objetivo descendiendo a 812,000 barriles/día en mayo y 806,000 barriles/día en junio.

El plazo para compensar la sobreproducción pasada se ha ampliado hasta finales de año, pero hasta la fecha, no se han anunciado los recortes compensatorios posteriores a junio.

Comportamiento del precio del petróleo

En la jornada previa a la reunión (viernes 30 de octubre), el precio del petróleo experimentó una subida abrupta. El precio de liquidación del contrato Brent para diciembre fue de 117,64 dólares/barril, con un aumento del 2,40 %, alcanzando durante la sesión los 118 dólares, nuevo máximo desde abril; el más activo contrato para enero subió 2,63 dólares hasta los 113,43 dólares/barril. El contrato WTI para diciembre subió 2,12 dólares, un 2,08 %, cotizando a 104,12 dólares/barril. Según las estadísticas, a lo largo de la semana el WTI acumuló una subida del 0,82 % y el Brent del 0,79 %, logrando ambos su sexta semana consecutiva al alza.

Extendiendo la mirada al mes, octubre fue un mes de subidas poco comunes para el precio del petróleo: el contrato líder del WTI aumentó un 15,15 % mensual y el Brent subió un 13,63 %. El impulso alcista se atribuye a la prima geopolítica —los operadores se preparan ante la posible escalada del conflicto de Irán tras las elecciones intermedias estadounidenses. Las exportaciones de crudo del Medio Oriente, respaldadas por rutas del sur de Omán y escoltas, alcanzaron 18,756 millones de barriles/día en septiembre y se mantuvieron en 17,588 millones de barriles/día en octubre. Sin embargo, las reservas estratégicas de petróleo de Estados Unidos cayeron a 283 millones de barriles a finales de octubre, reduciendo el margen de maniobra.

En la primera sesión tras la reunión (lunes 2 de noviembre en la apertura asiática), el precio del petróleo retrocedió. El Brent cayó aproximadamente un 1,7 %, situándose cerca de los 111,60 dólares por barril.

¿Qué significa esta decisión para los precios del petróleo?

La primera capa es “sin sorpresas”. Mantener las cuotas está dentro de lo esperado por el mercado, por lo que en sí mismo no constituye una nueva señal de precio. El analista Jorge Leon de Rystad Energy afirmó que “la decisión de hoy es relativamente sencilla” y no ha supuesto una sorpresa para el mercado; la verdadera prueba será la reunión plenaria de ministros del 29 de noviembre, donde se decidirá el marco de producción para 2027.

La segunda capa es la brecha entre las cuotas nominales y la cantidad real exportable. La limitación de los países del Golfo en aprovechar objetivos de producción más altos se refleja en los datos: según el informe de septiembre de la Agencia Internacional de Energía, en agosto el grupo ampliado de 18 países produjo en conjunto 27 millones de barriles/día frente a un objetivo total de 34,27 millones, dejando una brecha de más de 7 millones; en la región del Golfo, más de 10 millones de barriles/día de capacidad permanecen inactivos. Para los siete países, los datos de fuentes secundarias muestran una producción conjunta de 24,3 millones de barriles/día en julio frente a una cuota de 30,6 millones. Mientras el transporte marítimo por el Estrecho de Ormuz no se normalice, los ajustes de cuota difícilmente se traducirán en aumentos reales de oferta —esto implica que el efecto de las cuotas sobre el precio a corto plazo será limitado, y que el suministro efectivo depende más de las rutas de navegación que de las reuniones.

La tercera capa es el riesgo de excedente y fijación de precios asimétrica en 2027. Los siete países completaron en septiembre la retirada del recorte voluntario de 1,65 millones de barriles/día de 2023, quedando aún en vigor otro recorte de unos 2 millones de barriles/día hasta finales de 2026, que afecta a la mayoría de miembros; antes de fijar la referencia para 2027, es preciso completar en el cuarto trimestre la evaluación de la capacidad de los países miembros, cuyos resultados se esperan para mediados de noviembre. Instituciones como la Agencia Internacional de Energía advierten que, si la oferta del Golfo se normaliza, 2027 podría registrar un exceso de suministro. Para el crudo, esto supone un riesgo asimétrico: las noticias de interrupciones sostienen los diferenciales de los contratos cercanos, pero en cuanto se revierta la situación, la prima geopolítica se reducirá mucho antes de que el exceso se refleje en los datos reales de producción.

El estratega de UBS Giovanni Staunovo comenta que, aunque el flujo desde Medio Oriente está mejorando, todavía no se ha normalizado por completo. Según datos de Kpler, hasta septiembre el flujo de crudo por la zona era apenas el 44 % del nivel previo al conflicto. Además, la Guardia Revolucionaria Islámica de Irán afirmó el domingo que dos petroleros sufrieron explosiones de minas al cruzar el estrecho sin autorización, información que no ha sido verificada de forma independiente.