Los principales productores de la alianza discutirán este domingo la política de oferta para el próximo mes, mientras la recuperación de los flujos desde el Golfo convive con volúmenes de producción todavía muy inferiores a las cuotas vigentes.
La OPEC+ se encamina a mantener sin cambios sus objetivos de producción de petróleo para noviembre, prolongando la pausa aplicada en octubre después de varios meses de aumentos de cuotas. La decisión todavía no está cerrada y deberá ser discutida este domingo por siete de los principales productores de la alianza, encabezados por Arabia Saudita y Rusia.
En la reunión virtual participarán Arabia Saudita, Rusia, Irak, Kuwait, Argelia, Kazajistán y Omán. El encuentro se producirá en un escenario particular para el mercado: aunque las exportaciones desde el Golfo han comenzado a recuperarse después de meses de interrupciones asociadas al conflicto con Irán, varios productores continúan bombeando bastante menos petróleo que los niveles permitidos por sus cuotas.
La diferencia entre los objetivos formales de producción y los barriles efectivamente disponibles se ha convertido así en uno de los principales factores para interpretar las decisiones de la OPEC+. Una cuota estable no significa necesariamente que la oferta física permanecerá exactamente en los mismos niveles, especialmente si continúa normalizándose la capacidad de exportación de los productores de Medio Oriente.
OPEC+ frena los aumentos después de varios meses
La alianza elevó sus objetivos de producción durante buena parte de 2026, como parte de una estrategia destinada a retirar gradualmente restricciones aplicadas anteriormente sobre la oferta. Para octubre, sin embargo, los siete productores optaron por mantener sin modificaciones su política de producción.
El proceso había alcanzado un punto relevante en septiembre, cuando terminó la eliminación gradual de un recorte de 1,65 millones de barriles diarios, originalmente acordado en 2023. Esa capacidad fue reincorporada nominalmente a las cuotas después de sucesivos ajustes durante el año.
La situación física del mercado ha sido distinta.
Los siete países que participan en las decisiones mensuales produjeron aproximadamente 25 millones de barriles diarios durante agosto, un incremento de 630.000 barriles diarios frente a julio. Pese a ese aumento, el volumen todavía se encontraba cerca de 5 millones de barriles diarios por debajo de los niveles registrados en febrero, antes de las disrupciones provocadas por el conflicto regional.
Esta brecha explica por qué las cuotas nominales han perdido parte de su capacidad para anticipar el volumen real de petróleo que llegará al mercado internacional.
Todavía quedan cerca de 2 millones de barriles diarios restringidos
Mantener las metas de noviembre tampoco significa que la OPEC+ haya terminado su política de restricciones.
La alianza conserva otro tramo de recortes cercano a 2 millones de barriles diarios, que involucra a la mayoría de sus miembros y permanece programado hasta fines de 2026. La eventual reincorporación de esos barriles será una de las variables relevantes para el balance mundial de petróleo durante 2027.
Antes de avanzar en esa dirección, el grupo debe resolver una discusión interna especialmente sensible: cuánto puede producir realmente cada país.
La OPEC+ está completando una revisión de la capacidad productiva de sus integrantes que servirá para establecer las líneas base de 2027. Sobre esas referencias se calcularán posteriormente las cuotas individuales y, por lo tanto, la distribución de cualquier incremento futuro de producción.
La consultora estadounidense DeGolyer and MacNaughton está encargada de evaluar las capacidades y se espera que entregue próximamente su análisis. El resultado puede tener consecuencias relevantes dentro de la alianza, debido a que una mayor línea base entrega potencialmente más espacio productivo a cada miembro cuando se distribuyen las cuotas.
El petróleo sigue sobre US$100 pese a la expectativa de estabilidad
La expectativa de que la OPEC+ mantenga su política llega mientras el mercado petrolero continúa operando bajo una fuerte prima geopolítica.
Este miércoles, el Brent para noviembre cerró en US$103,50 por barril, mientras el West Texas Intermediate (WTI) terminó en US$90,42 por barril. El Brent acumuló además un avance mensual cercano al 14%, mientras el WTI ganó alrededor de 5% durante septiembre.
La evolución de los precios refleja factores que actualmente exceden las decisiones formales de producción de la OPEC+. Las tensiones relacionadas con Irán, los costos de transporte marítimo y la disponibilidad de combustibles refinados continúan influyendo sobre las cotizaciones.
Al mismo tiempo, algunos flujos de exportación están recuperándose. Arabia Saudita ha reactivado despachos desde instalaciones del mar Rojo y las exportaciones petroleras del Golfo muestran señales de normalización, un proceso que podría aumentar la disponibilidad efectiva de crudo incluso sin modificaciones en las cuotas de noviembre.
Energía y minería siguen mirando el costo del barril
Para la industria minera, la trayectoria del petróleo sigue siendo una variable relevante en costos operacionales, particularmente en operaciones intensivas en transporte, movimiento de material y generación térmica.
Un Brent sobre US$100 puede trasladarse a mayores costos de diésel y logística en distintos mercados, aunque la magnitud del impacto depende de los contratos de suministro, coberturas financieras, estructura energética de cada faena y condiciones regionales.
El efecto es especialmente sensible en operaciones a cielo abierto con grandes flotas de camiones de extracción, donde el combustible representa un componente significativo del costo de movimiento de material. También afecta indirectamente los fletes marítimos y terrestres utilizados para transportar concentrados, minerales, insumos y equipos.
Para Chile, donde una parte creciente del consumo eléctrico minero está vinculada a contratos de energía renovable, la exposición directa al petróleo es menor en generación eléctrica que en décadas anteriores. El diésel, sin embargo, continúa siendo un insumo relevante en transporte minero, maquinaria pesada y sistemas de respaldo.
La discusión comienza a desplazarse hacia 2027
La reunión del domingo también estará acompañada por el encuentro del Comité Ministerial Conjunto de Seguimiento (JMMC), organismo encargado de revisar las condiciones del mercado y el cumplimiento de los compromisos, aunque no define directamente las cuotas de producción.
Más allá de noviembre, el foco de la OPEC+ comienza a desplazarse hacia 2027.
La revisión de capacidades productivas determinará las nuevas referencias sobre las cuales se distribuirá la oferta entre los miembros, mientras permanece pendiente el futuro de los aproximadamente 2 millones de barriles diarios que continúan restringidos.
Por ahora, el escenario apunta a continuidad: noviembre mantendría las mismas metas de producción de octubre, mientras la oferta efectiva dependerá cada vez más de la recuperación de los productores del Golfo y de la capacidad del sistema exportador para devolver barriles al mercado.
La decisión definitiva quedará en manos de los siete productores cuando se reúnan este domingo. Hasta entonces, el mercado seguirá observando no solo la cifra formal de las cuotas, sino la distancia entre esos objetivos y los barriles que efectivamente pueden producirse y exportarse.
