Pocos años han sido tan difíciles para quienes analizan el petróleo. El Brent subió a USD 109,21 por barril el 15 de septiembre, registrando una ganancia de más del 20 % en un solo mes. El crudo de referencia cotiza ahora un 60 % por encima de hace un año, tras un shock de oferta de proporciones históricas que, paradójicamente, también ha destruido demanda. La producción saudí ha caído a su nivel más bajo desde 1990, y Libia ha suspendido operaciones en varios yacimientos petrolíferos por fuerza mayor. El WTI cotiza hoy (15 de septiembre) a USD 102,13, tras bajar ligeramente desde USD 104 a principios de semana ante las noticias de que podría restablecerse el estratégico oleoducto Este-Oeste de Arabia Saudita. Sin embargo, tras el incesante ruido sobre los plazos de reparación de oleoductos y las negociaciones diplomáticas, dos factores estructurales están redefiniendo silenciosamente las perspectivas de precios a mediano plazo, con efectos que durarán mucho más que cualquier alto el fuego regional.
En primer lugar, está el cambio irreversible en los patrones de demanda global, liderado por China, y la incómoda posición en la que ahora se encuentra la OPEC+, tras completar su incremento de producción de tres años quizá en el momento más inoportuno. Ambas narrativas están sumamente entrelazadas y, en conjunto, hacen que pronosticar el precio del petróleo para los próximos seis a doce meses sea un ejercicio de gran humildad.
El cambio estructural de China y la incógnita estacional
El acontecimiento más relevante para la demanda mundial de petróleo este año, y quizás el más difícil de revertir, no tiene nada que ver con el estrecho de Ormuz. Se trata, más bien, del acelerado declive estructural del consumo de petróleo en China. El departamento de investigación de Sinopec prevé que la demanda de petróleo de China caiga en 600,000 barriles diarios (-8,9 %) en 2026. Esto supone el tercer descenso anual consecutivo, con caídas respectivas del 8,7 % en la gasolina y del 11,4 % en el diésel. Los factores son estructurales, no cíclicos: la penetración de los vehículos eléctricos ha mermado la demanda de gasolina más rápido de lo previsto por casi cualquier pronóstico, mientras que los camiones propulsados por GNL han reducido significativamente la cuota del diésel en el transporte de carga. Incluso las megarefinerías chinas procesan hoy el crudo de otra manera, con mayor énfasis en productos químicos que en combustibles. En el mejor de los casos, se espera que las importaciones chinas de crudo se mantengan entre 1,0 y 1,5 millones de barriles diarios por debajo del promedio de 2025. China no comenzó a reducir sus inventarios de crudo hasta mayo, lo que ha generado una disminución acumulada menor que la de Japón y Corea del Sur. Por lo tanto, el momento en que se produzca la esperada ola de reposición de inventarios de China, que en teoría podría añadir hasta 1.6 millones de barriles diarios de demanda adicional durante un período de llenado de 100 días, sigue siendo muy incierto y probablemente dependerá de los niveles de precios y de la confianza en la seguridad de las rutas de suministro. El panorama estacional añade otra capa de complejidad. El final de la temporada de viajes por carretera de verano en el hemisferio norte suele moderar la demanda de gasolina en Europa y Norteamérica durante septiembre y octubre, antes de que la demanda de calefacción invernal vuelva a impulsar el consumo hacia diciembre. Este año, esa transición estacional se complica porque las importaciones de crudo de China y Japón han caído bruscamente, alrededor de un 40 % en ambos casos. Esto ha reducido tanto la actividad de las refinerías asiáticas que el habitual repunte estacional de la demanda de petróleo podría ser considerablemente más moderado de lo que sugieren los datos históricos, especialmente ante los inviernos más cálidos observados en los últimos años. El resultado neto es una demanda estructural que, al mismo tiempo, se sitúa por debajo de los niveles previos al conflicto. Y, dado el posible repunte cíclico si se normaliza Ormuz, es realmente difícil modelar los movimientos a mediano plazo con precisión.
El incómodo momento de la OPEC+ y el auge de los productores ajenos a la OPEC
Por el lado de la oferta, la OPEC+ ha llegado por fin a la encrucijada a la que se ha aproximado con cautela durante tres años, y el momento difícilmente podría ser peor. El cartel ya completó la reversión de sus recortes voluntarios de producción de la era de la COVID con un aumento en septiembre: siete productores, entre ellos Arabia Saudita y Rusia, aplicaron una última adición de 188.000 barriles diarios para culminar la reversión en cuatro fases. La OPEC+ ha señalado su intención de mantener las cuotas estables durante el resto de 2026, una medida que Jorge León, de Rystad Energy, calificó como «el siguiente paso lógico», y añadió que «la OPEC+ tiene pocos incentivos para apresurarse a realizar nuevos cambios en la oferta». Nuestro escenario base contempla una pausa en el cuarto trimestre mientras el grupo se prepara para las negociaciones de cuotas de 2027» El verdadero problema de la OPEC+ es que sus cuotas restablecidas existen, en su mayor parte, solo sobre el papel. Con las disrupciones de las exportaciones provocadas por el conflicto afectando a los productores del Golfo, Rusia y Kazajistán, gran parte de la oferta adicional aprobada por la alianza este año aún no ha llegado al mercado. Por suerte para algunos, esta brecha ha sido rápidamente cubierta por productores ajenos a la OPEP: Estados Unidos, Brasil, Canadá, Guyana y Argentina lideran el crecimiento de la producción mundial, con un aporte de 1.4 millones de barriles diarios en 2026 y otro millón de barriles diarios el próximo año. Esta trayectoria sin duda creará un excedente estructural de oferta en cuanto los flujos del Golfo comiencen a normalizarse, independientemente de lo que decida la OPEC+ en su próxima reunión. Por lo tanto, el aumento final de cuotas de la OPEC+ debe entenderse no como un repunte de la oferta, sino como la conclusión formal de una política defensiva adoptada hace tres años: la verdadera historia de la oferta en la segunda mitad de 2026 la marcarán los acontecimientos geopolíticos, no los anuncios de cuotas. Para los precios a mediano plazo, esto implica un mercado que sigue siendo muy vulnerable a los titulares geopolíticos en el corto plazo, pero que también enfrenta una auténtica presión estructural bajista una vez que se normalicen las rutas de suministro y el crudo de productores ajenos a la OPEC llegue al mercado. La combinación de estos factores hace que el nivel actual por encima de USD 100 parezca considerablemente más frágil de lo que podría sugerir el drama diario de las interrupciones en oleoductos y los ataques a petroleros.
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