La OPEP+ enfrenta un superávit histórico y presiona a Argentina: qué puede pasar con la producción en 2026

La OPEP+ resolvió extender las cuotas de producción vigentes en medio de un escenario de sobreoferta que podría superar los 4 millones de barriles diarios en 2026, una situación que amenaza con profundizar la caída del Brent hacia niveles críticos para los países exportadores. La decisión del cartel, tomada frente a un mercado cada vez más dominado por productores externos a la alianza, tiene implicancias directas para Argentina, que ya desplegó medidas fiscales y acuerdos con provincias petroleras para sostener la actividad. La información surge de proyecciones de agencias energéticas internacionales y de datos difundidos por consultoras del sector.

El retroceso de los precios internacionales es el síntoma central de un mercado en transición. Tras casi dos años en los que los recortes coordinados de la OPEP+ sostuvieron el Brent cerca de US$ 60, el valor volvió a deslizarse hacia abajo, empujado por un incremento persistente de la producción global. Con estimaciones que ubican el precio entre US$ 55 y US$ 62 para 2026, la presión fiscal para los países petroleros se intensifica, al tiempo que se amplía la brecha entre los costos de equilibrio y los ingresos proyectados.

Las previsiones de la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) anticipan un incremento de la oferta global de casi 2 millones de barriles diarios en 2025 y otro salto significativo en 2026. El crecimiento provendrá fundamentalmente de productores ajenos a la OPEP+, en especial Estados Unidos, Brasil y Guyana, cuyos desarrollos continúan expandiéndose al margen de cualquier intento de coordinación global.

Esto profundiza un fenómeno estructural: la pérdida de capacidad de la OPEP+ para influir sobre el mercado. Durante décadas, el cartel ejerció un dominio claro a través de recortes o ampliaciones de producción, pero ese margen se redujo a medida que nuevos jugadores consolidaron industrias más eficientes y menos sensibles a los ciclos de precios. El shale estadounidense, por ejemplo, evolucionó hacia un modelo industrial con disciplina financiera, costos más bajos y capacidad para sostener altos volúmenes incluso con precios deprimidos.

A ese avance se suma la expansión del presal brasileño y el salto de Guyana, que pasó de ser un actor marginal a superar los 900.000 barriles diarios, con la mira puesta en 1,7 millones hacia 2030. Estos barriles, de bajo costo y elevada productividad, modificaron el mapa global y neutralizan buena parte del efecto de los recortes de la OPEP+.

En este contexto, la decisión de mantener las cuotas actuales funciona más como un intento de estabilidad que como una señal de fortaleza. Un recorte más profundo podría acelerar la pérdida de participación de mercado frente a estos competidores. Pero flexibilizar las restricciones correría el riesgo de empujar los precios aún más abajo. Arabia Saudita, por ejemplo, necesita alrededor de US$ 91 por barril para equilibrar sus cuentas fiscales en 2025, una meta cada vez más distante.

Las proyecciones de la Agencia Internacional de la Energía (AIE) refuerzan esa preocupación: un superávit que podría llegar a 4,1 millones de barriles diarios en 2026 sería suficiente para saturar la capacidad global de almacenamiento y desencadenar nuevas caídas de precios. Los mercados ya empiezan a reflejar esa lectura. Los fondos energéticos permanecen estables pese a la volatilidad global y las grandes petroleras priorizan dividendos y recompras por encima de nuevas perforaciones. Nadie apuesta, por ahora, a un repunte sostenido del petróleo.

Argentina frente al nuevo ciclo: resiliencia en Vaca Muerta y fragilidad en el convencional

La baja del Brent ya repercute en Argentina, donde el último informe de Economía & Energía mostró un retroceso del 5,5% en un mes y casi 15% interanual. En este escenario, el impacto se distribuye de manera desigual entre el no convencional y el convencional.

Vaca Muerta mantiene competitividad incluso con precios bajos gracias a su productividad y costos operativos más eficientes. Es, además, la única formación no convencional fuera de Norteamérica que logró operar con rentabilidad sostenida. Con apenas un 9% de desarrollo, conserva el interés de inversores locales e internacionales. Pero la continuidad del crecimiento dependerá del flujo de capitales: los precios bajos suelen frenar proyectos de expansión intensivos en inversión.

El panorama es más complejo para el petróleo convencional, cuya declinación natural lo deja en una situación más vulnerable. Para contener esa caída, el Gobierno nacional eliminó las retenciones a las exportaciones y firmó acuerdos con Neuquén, Santa Cruz y Chubut para reducir regalías e impuestos. El objetivo es sostener los niveles de actividad en cuencas maduras que no pueden competir con la eficiencia del shale.

A esto se suma el fuerte incremento de la oferta global. En octubre, la producción mundial llegó a 108 millones de barriles diarios, con una suba del 4,3% interanual. La OPEP aportó 34 millones; la OPEP+, 17 millones; y el resto del mundo, 24 millones. Estados Unidos se mantuvo como líder absoluto con 32 millones de barriles por día, equivalente al 30% del total mundial. Aunque parte de sus cuencas de shale madura y muestra una caída del 2% en el último año, su peso estructural sigue condicionando al mercado.

Para Argentina, 2026 aparece como un año de equilibrio frágil. Vaca Muerta podrá sostener producción incluso en condiciones adversas, aunque estará atada al ritmo de inversión para evitar estancamientos. El convencional dependerá de alivios fiscales para mantener su supervivencia. Y, como destacó Forbes, la clave será cuánto tiempo logren mantenerse los precios internacionales cerca de los US$ 60, un valor que, lejos de estabilizar al mercado, revela la tensión de un sistema global que opera bajo nuevas reglas.