El bloque petrolero OPEP+ perfila un nuevo ajuste al alza desde octubre, pero más moderado que en septiembre. Te explicamos cuánto, quién puede aportar, por qué no baja el precio y qué implica para México.
La OPEP+ se alista para subir otra vez la producción desde octubre, pero con una rampa más corta que la de septiembre. La idea es devolver barriles al mercado sin desanclar los precios: el grupo ya había revertido su estrategia de recortes desde abril y aumentó cuotas acumuladas por ~2.5 millones de barriles diarios (mbd). Aun así, los precios no ceden: las sanciones a Rusia e Irán, la capacidad limitada de varios miembros y la demanda todavía sólida evitan caídas pronunciadas.
Las conversaciones internas apuntan a un alza más pequeña que la de septiembre. En la mesa está un incremento inicial de al menos 135 mil barriles diarios (bd), con estimaciones que lo ubican entre 200 y 350 mil bd. En agosto, el grupo acordó +547 mil bd para septiembre. La desaceleración obedece a que pasa la temporada alta de consumo y a que varios miembros ya bombean al tope de su capacidad, por lo que no todos pueden sumar barriles de inmediato.
En la práctica, Arabia Saudita y Emiratos Árabes Unidos concentran la capacidad ociosa relevante para poner petróleo adicional con rapidez. El resto de países chocan con límites físicos (pozos, mantenimiento, logística) o con restricciones derivadas de acuerdos previos. Además, la OPEP+ sigue administrando dos capas de recortes:
Una de 1.65 mbd (ocho miembros).
Otra de 2.0 mbd (todo el grupo) vigente hasta finales de 2026.
El debate es cómo y qué tan rápido se desmontan esos recortes sin inundar el mercado.
Aunque el bloque prometió más crudo, no todo lo anunciado se materializa en el flujo real: por capacidad, por mantenimiento y por disciplinas internas que se van ajustando mes con mes. A eso se suman sanciones que restringen oferta de algunos productores y movimientos geopolíticos que sostienen una prima de riesgo. Resultado: el precio internacional oscila pero se resiste a una caída sostenida.
Tipo de cambio y mezcla mexicana. Más barriles presionan a la baja el precio internacional, pero el efecto local depende del peso/dólar y de diferenciales de calidad/transporte.
Gasolina y margen de refinación. Si el crudo cede, las gasolinas podrían bajar en origen; sin embargo, logística, inventarios y política interna de precios marcan la pauta en estación.
Ingresos públicos. Un crudo más barato alivia subsidios a combustibles, pero recorta ingresos petroleros; Hacienda compensa con impuestos y con coberturas cuando existen.
Pemex exportaciones/importaciones. La empresa vende crudo y compra gasolinas/diésel; movimientos de OPEP+ pegan en ambos lados de la ecuación.
bpd / bd: barriles por día (unidad estándar de producción).
Capacidad ociosa: volumen adicional que un productor puede bombear en <90 días y sostener por un periodo.
Cuota vs. producción: la cuota es el límite pactado; la producción real puede estar debajo por limitaciones técnicas o arriba si hay sobreproducción (sujeta a compensaciones posteriores).
Recortes voluntarios: reducciones adicionales que algunos miembros asumen temporalmente encima de lo acordado por todo el grupo.
El grupo sube poco en octubre y administra aumentos similares en noviembre-diciembre. Precios laterales con sesgo a la baja moderada. Para México: respiro en importación de combustibles y ligera presión a la baja en la mezcla.
La OPEP+ acelera el desmonte de recortes: +300–350 mil bd o más por mes. Precios con caídas más visibles; mejoran costos de refinados, pero aprietan ingresos petroleros. Requiere que Arabia Saudita/UAE sostengan la carga.
Si la demanda se enfría o hay ruido geopolítico, el bloque pausa el aumento de noviembre. Precios rebotan. México vería alivio en ingresos por crudo, pero peor costo de importación de gasolinas.
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