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El 1 de mayo de 2026, los Emiratos Árabes Unidos pusieron fin a 59 años como miembros de la OPEP. El anuncio había llegado tres días antes, el 28 de abril, con el Brent muy por encima de los 100 dólares por barril después de haber rozado los 120 a comienzos de marzo. Lo que lo había llevado hasta ahí era la guerra: Estados Unidos e Israel habían atacado Irán el 28 de febrero, y la represalia iraní había dejado prácticamente cerrado el estrecho de Ormuz.
Antes de la guerra, por el estrecho de Ormuz pasaban cada día unos 20 millones de barriles de petróleo. Cuando Irán empezó a atacar barcos y declaró cerrado el estrecho a comienzos de marzo, el tráfico de petroleros se desplomó: a finales de abril, algunos días lo cruzaban menos de diez buques comerciales, frente a unos 130 diarios antes de la guerra. Los barcos fondeaban frente a la costa y esperaban. La AIE lo calificó como la mayor interrupción del suministro en la historia del mercado mundial del petróleo, y Goldman Sachs calculó que en abril las existencias mundiales se vaciaban a un ritmo récord de entre 11 y 12 millones de barriles diarios.
Ante una crisis que estrangulaba un paso de 20 millones de barriles diarios, la OPEP+ respondió anunciando el 3 de mayo 188 000 barriles diarios adicionales para junio. La proporción es de aproximadamente cien a uno. Al Jazeera calificó la medida de simbólica en gran medida: el cierre del estrecho había asfixiado las exportaciones de los miembros del Golfo, de modo que la cuota adicional apenas podía llegar al mercado, se anunciara lo que se anunciara. Los siete países que tomaron la decisión siguieron subiendo sus objetivos poco a poco, mes a mes, hasta septiembre, y luego los congelaron para octubre y noviembre. Frente a la magnitud de la interrupción, el gesto muestra dónde se sitúa hoy la institución en el mercado del petróleo: puede hacer ajustes en los márgenes de un precio que se decide en otra parte, por acontecimientos que no controla ni en los que influye.
Los EAU anunciaron su salida en esa misma quincena, y el momento no fue casual: la crisis estaba demostrando lo poco que podía hacer el cártel.
El juego al que juega el cártel
Un cártel funciona así. Un grupo de productores acuerda restringir colectivamente la producción para que el precio se mantenga por encima del que habría si compitieran libremente. Todos los miembros se benefician del precio más alto. Pero cada miembro también se beneficia, por su cuenta, de vender unos cuantos barriles de más a ese precio elevado del cártel: se queda con todos los ingresos de hacer trampa mientras el coste de sostener el precio se reparte entre todos. Si todos razonan así a la vez, todos hacen trampa, el precio se hunde y todos acaban peor que si hubieran respetado el acuerdo.
Es el dilema del prisionero. Cooperar es racional para el grupo; desertar es racional para cada miembro. Los tratos repetidos y la amenaza de represalias pueden mantener unido un cártel, y la forma más directa de esa amenaza es que uno de sus miembros sea lo bastante grande para imponer la disciplina. Tiene que poder recortar su propia producción cuando los demás hacen trampa, asumiendo él mismo la pérdida de ingresos, y amenazar a la vez con que, si las trampas continúan, abandonará por completo el suelo de precios e inundará el mercado, hundiendo los precios para todos. La amenaza tiene que ser creíble, y la credibilidad exige un garante lo bastante grande para que sus decisiones de producción muevan el precio mundial y dispuesto a aceptar pérdidas considerables a corto plazo.
La OPEP ha tenido en toda su historia exactamente un garante de ese tipo: Arabia Saudí. El historial de cumplimiento muestra cuánto importa ese papel.
Entre enero de 2024 y febrero de 2025, siete miembros de la OPEP+ bombearon en conjunto, de media, unos 300 000 barriles diarios por encima de sus objetivos de producción. En abril de 2025 se comprometieron a hacer recortes compensatorios repartidos a lo largo de los quince meses que llevaban hasta junio de 2026. Irak y Kazajistán, que debían la mayor parte, ya habían incumplido promesas anteriores, y eran los infractores estructurales persistentes del grupo.
Qué es la OPEP+ y en qué se diferencia de la OPEP
La OPEP es una institución internacional formal con sede en Viena, con unos estatutos jurídicos y, tras la salida de los EAU, once Estados miembros. Sus miembros tienen obligaciones formales de cuota, aunque Irán, Libia y Venezuela están exentos de los recortes actuales, y se someten a la estructura de gobierno de la institución. La OPEP+ es otra cosa: una alianza más laxa formada en diciembre de 2016 que une a los miembros de la OPEP con diez productores ajenos a ella, sobre todo Rusia y Kazajistán, y que suma 21 países en total tras la salida de los EAU. La OPEP+ no tiene obligaciones formales de tratado. Su cumplimiento depende por entero de la reputación. Un miembro que incumple su cuota en la OPEP+ se enfrenta a la presión de sus pares y a fricciones diplomáticas; no se enfrenta a ningún recurso legal ni a ninguna sanción formal. Los EAU eran miembros de la OPEP, pero las restricciones que en la práctica limitaban su producción venían de la OPEP+. Al dejar ambas a la vez, pusieron fin a obligaciones contraídas en dos marcos de peso muy distinto.Trescientos mil barriles diarios de trampas persistentes bastaron para mermar los recortes que anunciaba Arabia Saudí, y dejaron claro a los miembros que los objetivos eran opcionales. Durante buena parte de este periodo, el cártel funcionó sobre todo como un marco para anunciar objetivos que sus mayores infractores ignoraban mientras Arabia Saudí cargaba con las consecuencias.
El garante y lo que le costó
Para entender la OPEP hay que empezar por los años que van de 1980 a 1986.
Arabia Saudí entró en la década de 1980 produciendo cerca de 10 millones de barriles diarios. Mientras productores ajenos a la OPEP, como Noruega, los yacimientos británicos del mar del Norte, México y la Unión Soviética, seguían bombeando a plena capacidad sin atender a las señales de precio, Arabia Saudí recortó, y siguió recortando. Todos los miembros de la OPEP redujeron su producción entre 1979 y 1985, pero ninguno tanto como el reino, que renunció a más del 60 % de su producción de 1979. En agosto de 1985, la producción saudí había caído a unos 2,3 millones de barriles diarios. El reino había soportado cinco años de destrucción de ingresos para sostener el suelo de precios, mientras otros se llevaban la mayor parte de los beneficios.
A finales de 1985, Arabia Saudí se cansó. Cambió de rumbo, disparó la producción y en cuestión de meses los precios se desplomaron: de unos 28 dólares por barril en 1985 a unos 14 en 1986. El mecanismo de disciplina del cártel había funcionado en el sentido de que evitó un hundimiento anterior; había fracasado en el sentido de que no podía mantenerse indefinidamente, y cuando se acabó, la caída de los precios fue muy severa porque se había retenido muchísima oferta.
Zaki Yamani, ministro saudí del Petróleo durante todo ese periodo, pasó 1985 suplicando a los demás productores que compartieran la carga. En diciembre de 1985 anunció que Arabia Saudí dejaría de actuar como productor bisagra.
Si el mecanismo había sido racional para el cártel y un castigo para el garante, ¿por qué asumió Arabia Saudí ese papel?
La lógica de las reservas da la primera respuesta. Un país con cientos de miles de millones de barriles bajo tierra puede aceptar racionalmente menos ingresos hoy a cambio de precios más altos a lo largo de un horizonte de planificación largo. Las cuentas solo salen si la base de reservas es lo bastante grande y el horizonte lo bastante largo, y Arabia Saudí cumple ambas condiciones.
La arquitectura fiscal dio la segunda. El Estado saudí, desde su pacto político y su sistema de subsidios hasta sus transferencias a la familia real y su gasto en desarrollo, se construyó sobre unos ingresos petroleros sostenidos a precios gestionados; esa era la premisa de la economía nacional. Bloomberg Economics calculó el precio de equilibrio fiscal de Arabia Saudí en 94 dólares por barril; la proyección del FMI para 2025 era de unos 91 dólares por barril. Esas cifras son lo que debe costar el petróleo para que el presupuesto cuadre, y reflejan décadas de gasto público calibrado para precios gestionados.
El alineamiento geopolítico aportó la tercera. Desde el encuentro de 1945 entre Franklin Roosevelt y el rey Abdelaziz a bordo del USS Quincy, la relación entre Arabia Saudí y Estados Unidos se estructuró en parte en torno al compromiso saudí de mantener mercados petroleros estables y accesibles, un compromiso de valor estratégico que se traducía en garantías de seguridad estadounidenses. Imponer el suelo de precios de la OPEP servía a los intereses económicos de Arabia Saudí y también a la lógica más amplia de una relación geopolítica que la política exterior estadounidense había respaldado.
Las cuentas juegan ahora en contra de las tres. El Brent promedió unos 69 dólares en 2025 y terminó el año cerca de los 61 dólares por barril, entre 30 y 33 dólares por debajo del precio de equilibrio fiscal saudí, de 91 a 94. Ese año el reino tuvo un déficit presupuestario del 5,8 % del PIB. Puede endeudarse: una deuda de alrededor del 32 % del PIB le deja cierto margen. Pero pedir prestado para cubrir un agujero fiscal creado por sostener unos precios que luego rebajan los competidores no es una estrategia sostenible.
Arabia Saudí nunca fue una gestora continua de los precios. El mecanismo se vino abajo en 1985-86, funcionó mal a finales de los noventa y se quebró estrepitosamente en 2014-2016. Lo que Arabia Saudí ofrecía era la expectativa de un suelo. Los arquitectos fiscales de los petroestados podían planificar dando por supuestos unos precios gestionados porque Arabia Saudí había demostrado periódicamente que estaba dispuesta a imponerlos. El horizonte de planificación tenía sentido porque se había demostrado que el mecanismo de disciplina existía. Ambas cosas están hoy en entredicho.
Zaki Yamani y la lógica del aumento de producción de 1985-86
El jeque Ahmed Zaki Yamani fue ministro del Petróleo de Arabia Saudí de 1962 a 1986, a través del embargo de 1973, las sacudidas de precios de finales de los setenta y los años de castigo de los recortes unilaterales de producción de comienzos de los ochenta. Su apuro encarnaba la paradoja: el país mejor situado para imponer el suelo del cártel era también el que más pagaba cuando imponerlo exigía un sacrificio unilateral. A mediados de 1985, Arabia Saudí producía menos de una cuarta parte de lo que había bombeado en 1980-81 para mantener un precio que otros productores, tanto miembros de la OPEP como ajenos a ella, rebajaban luego negándose a ajustar su propia producción. El rey Fahd destituyó a Yamani en octubre de 1986, poco después del desplome de los precios. El fracaso que marcó su destitución venía de serie en el cártel: el mecanismo que hacía funcionar a la OPEP exigía que un solo país asumiera costes que el sistema repartía entre todos los miembros.La revolución que cambió las reglas
El petróleo de esquisto estadounidense añadió un tipo distinto de oferta, que se comporta como un productor bisagra involuntario: responde a las señales de precio de forma individual y colectiva, sin coordinación alguna ni lealtad al cártel.
Entre 2014 y 2019, la producción de crudo de Estados Unidos aumentó en más de 3,5 millones de barriles diarios. En octubre de 2014, Goldman Sachs explicó con claridad lo que eso significaba: la capacidad ociosa efectiva del esquisto estadounidense había superado a la de Arabia Saudí. Con unos 5 millones de barriles diarios de capacidad ociosa del esquisto frente a cerca de 1,5 millones de Arabia Saudí, la OPEP había perdido el poder sobre los precios que le daba mover ficha primero. El cártel ya no podía amenazar de forma creíble con inundar el mercado de un modo que quebrara a los productores de costes altos, porque los productores estadounidenses ya estaban en el mercado y respondían a los precios por su cuenta.
El carácter económico del esquisto hace que esto sea estructural y no cíclico. Un pozo de esquisto puede perforarse, completarse y ponerse en producción en meses, y suspenderse con la misma rapidez. Los productores responden al precio sin coordinarse, y su respuesta colectiva actúa como un techo. Cuando los precios del petróleo suben hacia los niveles de equilibrio fiscal de los petroestados, los productores de esquisto aceleran y añaden oferta, y esa oferta adicional frena la subida. Detrás del techo no hay ningún acuerdo formal, solo la suma de miles de decisiones de producción individuales en Texas y Dakota del Norte que responden a la señal de precio de una materia prima.
La respuesta saudí de 2014-2016 fue intentar romperlo. En noviembre de 2014, con Arabia Saudí a la cabeza, la OPEP se negó a recortar la producción: mantuvo su techo de 30 millones de barriles y dejó caer los precios para asfixiar a los productores de costes altos, el esquisto incluido. El Brent cayó de unos 115 dólares por barril en junio de 2014 a cerca de 26 en enero de 2016. La estrategia tenía una lógica aparente: si los precios se mantienen lo bastante bajos durante el tiempo suficiente, los productores de esquisto quiebran y salen del mercado.
La estrangulación salió al revés: los costes de equilibrio del esquisto bajaron en picado gracias a las mejoras de eficiencia. Las técnicas de perforación horizontal mejoraron, los costes de terminación de los pozos bajaron, la gestión del agua se abarató y los productores aprendieron a sacar más de cada pozo. Cuando la OPEP rectificó y formó la OPEP+ en diciembre de 2016, la producción estadounidense ya se estaba recuperando, y la guerra de precios había dejado al esquisto más competitivo que antes.
La creación de la OPEP+ en 2016 debía resolver el problema de fondo ampliando la coalición, con la incorporación de Rusia, Kazajistán y otros grandes productores para que el grupo en su conjunto pudiera mover los mercados. En la práctica, sumar grandes productores sin mecanismos de cumplimiento amplió el círculo de miembros que podían ignorar sus cuotas.
Por qué el esquisto es estructuralmente distinto de otras fuentes de oferta
Los yacimientos convencionales en aguas profundas exigen años de inversión de capital antes de producir una gota de petróleo. Una vez construidos, funcionan a plena capacidad porque el coste marginal de pararlos es mayor que el de seguir. El esquisto es lo contrario. El coste inicial por pozo es relativamente modesto, el tiempo que pasa desde la decisión hasta la primera producción se mide en meses y los pozos pueden pararse cuando los precios caen por debajo de los costes de operación. Eso significa que la oferta de esquisto es elástica al precio de un modo en que la convencional no lo es: se expande cuando los precios suben y se contrae cuando bajan, con un desfase que se mide en trimestres y no en años. Para la OPEP, esto plantea un problema duradero. Cada vez que el cártel consigue subir los precios, da a los productores de esquisto la señal de expandirse, y esa expansión frena la subida, aunque la disciplina de capital y la geología mantienen la respuesta muy lejos de ser ilimitada.La coalición que no se sostiene
La OPEP+ agravó estructuralmente el problema de la disciplina, porque los nuevos miembros traían lógicas fiscales y estratégicas incompatibles con la de Arabia Saudí.
Los costes en efectivo de Rusia por bombear de los yacimientos existentes y llevar el petróleo hasta una terminal de exportación rondan los 13 o 14 dólares por barril, una cifra baja para los estándares internacionales. Los de Arabia Saudí son aún menores: Aramco cifra su coste total, extracción más inversión de capital, en unos 11,50 dólares por barril equivalente de petróleo. Solo por costes de producción, ambos países podrían aguantar una guerra de precios. Lo que los separa es la arquitectura fiscal.
Según estimaciones de 2025, Arabia Saudí necesita el petróleo a unos 91 a 94 dólares por barril para equilibrar su presupuesto. Rusia está librando una guerra. Su presupuesto de 2026 se elaboró sobre un crudo Urales a 59 dólares por barril, pero el jefe del servicio de inteligencia militar de Suecia sostuvo en abril de 2026 que Rusia necesitaría el Urales por encima de los 100 dólares durante al menos un año solo para cerrar su agujero presupuestario. En cualquier caso, la lógica fiscal de guerra empuja a Rusia hacia el volumen.
Sostener una economía de guerra significa maximizar los ingresos ya. Los ingresos son precio por volumen, y Rusia sí se sumó en 2024 a un recorte voluntario adicional de 471 000 barriles diarios, pero un presupuesto de guerra hace que Moscú desconfíe de cambiar barriles de hoy por un precio más alto que quizá no llegue, y eso deja a Arabia Saudí y a Rusia con necesidades difíciles de conciliar.
Los ingresos rusos por petróleo y gas cayeron alrededor de una cuarta parte en 2025 respecto a 2024, hasta unos 8,5 billones de rublos. En diciembre, el Urales cayó por debajo de los 40 dólares por barril. Rusia producía bajo una fuerte presión, entre las sanciones a su flota de petroleros y los ataques ucranianos contra su infraestructura petrolera. Se ajustó con bastante fidelidad a su objetivo en la OPEP+, y a partir de agosto de 2025 su producción empezó a quedarse por debajo de él, una brecha que más tarde llegó hasta los 400 000 barriles diarios cuando los ataques con drones ucranianos paralizaron yacimientos en alta mar. Lo que Rusia no tiene ningún motivo para hacer es ofrecerse a recortar más: con los ingresos hundiéndose, cada barril retenido para apuntalar el precio es dinero del que un presupuesto de guerra no puede prescindir.
Arabia Saudí tampoco puede amenazar de forma creíble a Rusia con una guerra de precios. El petróleo ruso sigue fluyendo a precios que destrozarían el presupuesto saudí, y un gobierno en guerra tiene poco margen para recortar volúmenes durante mucho tiempo. Si Arabia Saudí abandona su propia cuota e inunda el mercado para disciplinar a Rusia, como disciplinó a los tramposos de la OPEP en 1985-86, su problema de equilibrio fiscal se vuelve catastrófico mientras los pozos rusos siguen bombeando. La amenaza que sostiene la disciplina del cártel no funciona cuando su destinatario no tiene margen para ceder y el garante tiene más que perder.
Es el problema de 1985 reconstruido sobre una arquitectura peor. En 1985, cuando el papel de productor bisagra se volvió insostenible, Arabia Saudí lo abandonó y hundió el precio. Con el tiempo el mercado encontró un nuevo equilibrio, en el que Arabia Saudí mantuvo una postura de disciplina menos gravosa. La diferencia ahora es que ningún nuevo equilibrio puede alcanzarse mediante una transición gestionada. Entre el esquisto como freno constante de los precios, Rusia como socio reacio a recortar y una transición energética que reduce el crecimiento de la demanda a largo plazo, el suelo que antes creaba la disciplina ya no puede reconstruirse con el mismo mecanismo.
En mayo de 2026, Arabia Saudí se había quedado, en la práctica, sin su aliado más capaz para imponer la disciplina dentro de la OPEP. Con la salida de los EAU, Arabia Saudí quedó cargando con el peso de la disciplina, con solo socios más pequeños como Kuwait, frente a una coalición con incentivos estructurales para producir al máximo.
Por qué se fueron los EAU y qué dice su salida
Las cuentas de los EAU son muy distintas. S&P Global sitúa su precio de equilibrio fiscal en unos 42 dólares por barril, menos de la mitad que el de Arabia Saudí.
La diferencia es fruto de dos décadas en las que los EAU construyeron deliberadamente una economía que no depende de precios altos del petróleo. En el primer trimestre de 2025, el sector no petrolero alcanzó un récord de más de tres cuartas partes del PIB, y en el conjunto del año la producción no petrolera creció casi un 7 %. El turismo, los servicios financieros, la logística y el sector inmobiliario de Dubái se han convertido en la economía, y el petróleo, en una fuente de ingresos heredada.
Desde esa posición, el sistema de cuotas de la OPEP se veía de otra manera que desde Riad. La Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dabi, ADNOC, aprobó un plan de inversión quinquenal de 150 000 millones de dólares para 2023-2027 y adelantó a 2027 su objetivo de capacidad de 5 millones de barriles diarios; la capacidad de producción de los EAU ya había alcanzado cerca de 4,85 millones de barriles diarios. La cuota de los EAU en la OPEP+ era de unos 3,5 millones de barriles diarios. A 60 dólares por barril, los 1,35 millones de barriles diarios de capacidad sin usar suman, como orden de magnitud, unos 30 000 millones de dólares al año en ingresos perdidos. Los EAU construyeron una capacidad de producción que no podían usar mientras pagaban los costes de sostener los precios en un sistema cuyo suelo necesitaba mucho más Arabia Saudí.
Durante años, los responsables emiratíes y la cúpula de ADNOC habían aludido a un argumento más directo: la necesidad de monetizar las reservas antes de que la transición energética las haga valer cada vez menos. Es la lógica de los activos varados aplicada a la política petrolera de un Estado. Si la demanda acaba cayendo a largo plazo, retrasar la producción para sostener un precio de cártel impone un coste de oportunidad permanente sobre unas reservas que valdrán menos en el futuro, y la respuesta racional es producir más ahora. Es una apuesta que Abu Dabi tiene derecho a hacer, aunque la propia OPEP sigue previendo que el consumo suba hasta unos 124 millones de barriles diarios en 2050.
Catar dejó la OPEP con efecto el 1 de enero de 2019, alegando que quería centrarse en su estrategia de gas natural y ampliar su producción de GNL. La salida de Catar llamó la atención, pero causó una alarma limitada: su producción de petróleo era una pequeña fracción del total de la OPEP y su contribución a la disciplina era insignificante.
La salida de los EAU importa mucho más. Los EAU tuvieron sus propios deslices: también habían superado su objetivo y en 2025 aún debían recortes compensatorios. Pero durante años soportaron recortes reales junto a Arabia Saudí y se mantuvieron dentro del sistema como el socio más capaz de Riad. Oficialmente, Abu Dabi se limitó a decir que una revisión de su política de producción y de su capacidad había concluido que necesitaba libertad para bombear hacia los 5 millones de barriles diarios. Su salida retira el segundo pilar de la estructura de disciplina que tenía la OPEP.
Lo que sostenía el suelo
Las cifras que más importan aquí son los precios de equilibrio fiscal, el precio del petróleo con el que cuadra el presupuesto público de cada petroestado.
En 2025, S&P Global situó el precio de equilibrio fiscal de Nigeria en unos 86 dólares por barril y el de Irak más cerca de los 99, mientras que el FMI proyectaba el de Irak en unos 92 para 2025. Para Arabia Saudí, el FMI lo sitúa en unos 91 dólares y Bloomberg Economics en 94.
En abril de 2026, Goldman Sachs elevó a 90 dólares por barril su previsión del Brent para el cuarto trimestre de 2026, por la prolongación de la interrupción en Ormuz. A 90 dólares, Nigeria supera su precio de equilibrio, a Irak le faltan unos 2 dólares y a Arabia Saudí, entre 1 y 4. Desde entonces los precios han subido todavía más, pero un precio alto sirve de poco a un productor que no puede exportar. Durante buena parte de 2026, la mayoría de los barriles de Irak, Kuwait y los demás exportadores del Golfo quedaron atrapados detrás del estrecho. Arabia Saudí, que desvió crudo por su oleoducto Este-Oeste hasta el mar Rojo, salió con ganancias extraordinarias. Ni siquiera una sacudida geopolítica que amenazaba 20 millones de barriles diarios de oferta dio a los miembros más importantes de la OPEP un colchón fiscal duradero.
La referencia estructural previa a la crisis de Ormuz es más reveladora. El Brent cerró 2025 en unos 61 dólares por barril, un precio fijado por la oferta y la demanda de fondo antes de que las fuerzas iraníes amenazaran el estrecho. A ese precio, a Nigeria le faltan 25 dólares para su precio de equilibrio, a Irak 31 y a Arabia Saudí entre 30 y 33.
El esquisto ayuda a explicar por qué esa referencia es la que es. Cada vez que los precios del petróleo se acercan a los niveles de equilibrio fiscal de los petroestados, en la franja de 86 a 99 dólares, los productores estadounidenses de esquisto responden a la señal de precio, aumentan la producción y vuelven a empujar los precios a la baja. Ya ha ocurrido: el mecanismo actuó en 2014 y de nuevo en 2018, cuando la producción estadounidense saltó en bastante más de un millón de barriles diarios en un solo año. A la OPEP le cuesta atravesar esa barrera restringiendo la producción, porque la propia restricción eleva el precio que desencadena la expansión del esquisto.
Los hundimientos de precios anteriores, en 2014-2016 y en 2020, fueron cíclicos. La demanda cayó, o la oferta se disparó, y con el tiempo el equilibrio se corrigió. Los petroestados sobrevivieron endeudándose, tirando de reservas y esperando a que cambiara el ciclo. Esta vez actúan a la vez varios rasgos estructurales. El esquisto presiona sobre el alza en cada ciclo, no solo en uno. La transición energética está reduciendo el crecimiento de la demanda a largo plazo: incluso la OPEP, la más optimista de los grandes pronosticadores, calcula que la demanda solo aumentará, de media, unos 0,8 millones de barriles diarios al año entre 2025 y 2050. Y el mecanismo de disciplina que antes creaba el suelo ha desaparecido.
Venezuela: el desenlace comprobado
A finales de los noventa, Venezuela bombeaba unos 3,4 millones de barriles diarios. En 2020, la producción había caído a cerca de medio millón de barriles diarios, un desplome de más del 80 %. Incluso después de una recuperación parcial, en 2025 promedió algo menos de un millón de barriles diarios. La trayectoria ilustra la economía política del fracaso fiscal de un petroestado en su forma más extrema. El daño empezó pronto: a comienzos de los años 2000 fueron despedidos casi 20 000 trabajadores petroleros cualificados, y siguieron años de mala gestión y falta de inversión. Cuando los ingresos petroleros se hundieron después de 2014, el gobierno venezolano tuvo que elegir entre recortar el gasto que mantenía la obediencia política o endeudarse con la garantía de unos activos en caída libre. No hizo con eficacia ni lo uno ni lo otro. Imprimió dinero, y las sanciones estadounidenses a partir de 2019 agravaron la caída de la producción. La hiperinflación borró los ahorros; el pacto político se hundió junto con la economía. La historia de Venezuela suele tratarse como excepcional, producto de patologías políticas concretas bajo Chávez y Maduro, y es excepcional por su gravedad. Pero parte del mecanismo es genérica, y Venezuela se topó con él pronto: un petroestado cuyo sistema fiscal estaba calibrado para precios gestionados se enfrenta a una caída estructural de los precios sin la flexibilidad fiscal necesaria para adaptarse.La dimensión política de las tensiones fiscales de los petroestados no puede separarse de la económica. Más allá de los ingresos por exportaciones, las rentas del petróleo son el sustrato material del orden político. Los subsidios, el empleo público, el gasto en infraestructuras y, en muchos casos, las transferencias directas a los ciudadanos se financian con ellas. Cuando esas rentas caen y no se recuperan, los gobiernos tienen tres opciones: recortar el gasto que mantiene la obediencia política, endeudarse con la garantía de unos activos que se agotan o intentar una diversificación económica que tarda décadas en llevarse a cabo y que exige precisamente el flujo estable de ingresos que está desapareciendo.
Arabia Saudí intenta las tres a la vez: el programa Visión 2030 es real, la capacidad de endeudamiento existe con una deuda del 32 % del PIB y los recortes de gasto se están haciendo. Irak y Nigeria carecen tanto del margen fiscal como de la capacidad institucional para un ajuste equivalente. Cuando el FMI concluyó en julio su examen de 2026 sobre Arabia Saudí, constató que la guerra había dado al reino ganancias extraordinarias por los ingresos petroleros, pero aun así pidió una consolidación fiscal a medio plazo junto con las reformas de Visión 2030.
Cuando callen las armas
El estrecho ya se reabrió una vez. Un acuerdo provisional entre Estados Unidos e Irán en junio hizo salir del Golfo un torrente de petroleros y empujó los precios por debajo de su nivel previo a la guerra a comienzos de julio, hasta que el alto el fuego se rompió el 7 y el 8 de julio y la vía marítima volvió a quedar cerrada en la práctica. En septiembre, las exportaciones de crudo del Golfo habían vuelto a superar las tres cuartas partes de los niveles de antes de la guerra, pero los nuevos ataques, entre ellos el bombardeo del 11 de septiembre contra el oleoducto Este-Oeste de Arabia Saudí, habían devuelto los futuros del Brent a unos 107 dólares a mediados de octubre de 2026. Cuando las armas callen por fin, es probable que la prima de Ormuz se esfume, aunque más despacio que en junio: los inventarios mermados y el refino dañado mantendrán tensas partes del mercado hasta bien entrado 2027. El esquisto estadounidense y los demás productores de rápido crecimiento de América, que siguieron añadiendo barriles durante toda la crisis, pondrán techo al alza. El equilibrio que se imponga de nuevo probablemente se parecerá a la referencia previa a la crisis: el Brent en algún punto entre los 60 y los 70 dólares, los presupuestos de los petroestados en déficit y la OPEP anunciando decisiones de producción que el mercado toma en cuenta y después ignora en su mayor parte.
Lo que reveló la crisis del estrecho, y lo que confirmó la salida de los EAU, es la ausencia permanente del mecanismo que antes operaba entre los extremos. Volatilidad siempre ha habido: petróleo a 30 dólares en 2016 y a 130 en 2022. Dentro de esa volatilidad, la OPEP ofrecía antes algo que no llegaba a ser un precio fijo: la expectativa de que Arabia Saudí defendería periódicamente un mínimo. Los arquitectos fiscales de los petroestados construyeron sus sistemas en torno a esa expectativa. Nunca estuvo garantizada, pero se había demostrado las veces suficientes como para poder planificar con ella.
El garante ha cambiado sus propias cuentas. La guerra le ha dado a Riad unas ganancias extraordinarias temporales, pero un reino que necesita entre 91 y 94 dólares por barril para cuadrar su presupuesto no puede volver a asumir el coste en ingresos de los recortes unilaterales de producción a los 61 dólares que pagaba el mercado a finales de 2025, mientras Rusia bombea a todo volumen y el esquisto pone techo al alza. Todavía puede anunciar recortes, publicar objetivos, convocar reuniones de la OPEP y emitir comunicados. Lo que ya no puede hacer de forma creíble es amenazar con una guerra de precios que le costaría más a él que a los miembros a los que intenta disciplinar.
El mercado ha adquirido dos productores bisagra que no siguen la lógica del cártel: el esquisto estadounidense, que responde a las señales de precio sin coordinación, y Rusia, que responde a los imperativos de ingresos de la guerra sin ataduras diplomáticas. Y los EAU, el socio del Golfo con más margen fiscal y más capacidad ociosa para compartir los costes de la disciplina, se han ido.
No cabe esperar una disolución formal de la OPEP. La OPEP seguirá reuniéndose, emitiendo declaraciones, publicando previsiones y manteniendo su sede en Viena. Lo que se acaba es la garantía política de que la gestión de los precios haría viables los modelos de desarrollo de los petroestados a lo largo de los horizontes de planificación que los gobiernos necesitan para construir Estados. Esa garantía dependía de que Arabia Saudí estuviera dispuesta, periódicamente, a imponerla.
Lo que viene ahora es el descubrimiento de precios en un mercado para el que los sistemas fiscales de los petroestados nunca se diseñaron: un mercado que oscila entre los 30 y los 130 dólares según haya o no un conflicto militar que amenace un solo estrecho, en el que el alza depende de la geopolítica y es temporal, y en el que la presión estructural empuja siempre hacia abajo.
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Multimedia
Campo petrolífero en llamas durante la operación Tormenta del Desierto, Kuwait – Wikipedia
Principales fuentes y referencias
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Al Jazeera. «What are OPEC and OPEC+, and why has the UAE quit?» Al Jazeera, April 28, 2026. https://www.aljazeera.com/news/2026/4/28/what-are-opec-and-opec-and-why-has-the-uae-quit
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