Informe de la OPEC de junio de 2026: La demanda de petróleo se dispara mientras se amplía el déficit de suministro

Publicado: 19 de junio de 2026  ·  Editorial MarketsFN  ·  Análisis del Informe Mensual del Mercado Petrolero de la OPEC

Resumen Ejecutivo

El Informe Mensual del Mercado Petrolero de la OPEC de junio de 2026 revela un panorama global del petróleo complejo marcado por fundamentos de oferta-demanda más ajustados, tensiones geopolíticas y flujos comerciales cambiantes. La Cesta de Referencia de la OPEC (ORB) subió a $114.55/b en mayo, un aumento de $5.49/b mes a mes (m-o-m), mientras que el Brent ICE promedió $103.71/b (+$1.25/b) y el NYMEX WTI bajó ligeramente a $98.51/b (-$0.16/b). El diferencial Brent-WTI se amplió a una prima de $5.20/b a medida que disminuyeron las preocupaciones sobre el suministro en Medio Oriente.

Las proyecciones de crecimiento de la demanda global de petróleo para 2026 se mantienen estables en 1.0 mb/d año tras año (y-o-y), con una revisión al alza significativa para la demanda de 2027 a 1.7 mb/d (+0.2 mb/d respecto a estimaciones previas). Las naciones no pertenecientes a la OCDE dominan el crecimiento del consumo, representando el 90% del aumento de la demanda en 2026. La producción de la OPEC+ disminuyó en 0.19 mb/d m-o-m a 33.13 mb/d en mayo, con tasas de cumplimiento más estrictas en medio de recortes voluntarios.

Las proyecciones de crecimiento de la oferta no perteneciente a la OPEC se mantienen en 0.6 mb/d tanto para 2026 como para 2027, lideradas por Brasil, el esquisto estadounidense y las arenas petrolíferas canadienses. Los márgenes de refinación muestran divergencia regional: se debilitan en Singapur y la Costa del Golfo de EE. UU., pero se fortalecen en Rotterdam debido a paradas no planificadas. Los mercados de petroleros siguen elevados a pesar de haberse relajado desde los máximos de marzo, con las tarifas de VLCC aún un 121% más altas y-o-y en las rutas de África Occidental a Oriente.

La perspectiva económica global sigue estable con un crecimiento del PIB en 2026 proyectado en 3.1%, aunque las proyecciones para la Eurozona se recortaron a 1.0%. Las importaciones de crudo de China en abril cayeron a 9.4 mb/d (-21% m-o-m), el nivel más bajo desde octubre de 2021, mientras que las importaciones de India se recuperaron a 4.9 mb/d (+9% m-o-m). Rusia mantiene su posición como principal proveedor de crudo tanto para China (2.2 mb/d) como para India (1.7 mb/d) a pesar de las continuas interrupciones en los flujos comerciales.

Movimientos de los Precios del Crudo

El panorama de los precios del petróleo en mayo de 2026 reflejó fuerzas contrapuestas de primas de riesgo geopolítico y cambios en los fundamentos de la oferta. El promedio de $114.55/b de la Cesta de Referencia de la OPEC representa el nivel más alto desde noviembre de 2025, con el aumento de $5.49/b m-o-m impulsado principalmente por mercados físicos más ajustados en Asia y las continuas preocupaciones sobre el suministro en Medio Oriente. Cabe destacar que la prima de la ORB sobre el Brent se amplió a $10.84/b, reflejando una fuerte demanda por los grados de Medio Oriente y las interrupciones en el transporte en el Estrecho de Hormuz.

La ganancia más modesta de $1.25/b del Brent ICE a $103.71/b sugiere cierto alivio en las preocupaciones sobre el suministro en Europa, mientras que la ligera disminución del NYMEX WTI a $98.51/b refleja un aumento en los inventarios de EE. UU. en medio de una demanda interna más débil. La expansión del diferencial Brent-WTI a $5.20/b (desde $3.79/b en abril) indica una demanda más fuerte en la Cuenca del Atlántico en relación con América del Norte. El crudo GME Oman promedió $102.10/b, una disminución de $1.81/b m-o-m, ya que los compradores asiáticos buscaron alternativas a los crudos de Medio Oriente en medio de las interrupciones en el transporte.

Las curvas a plazo se mantuvieron en una fuerte backwardation durante mayo, con el diferencial de 12 meses del Brent promediando $8.25/b en contango, lo que sugiere una persistente escasez de suministro a corto plazo. Los gestores de dinero redujeron las posiciones largas netas tanto en los futuros de Brent (-12% m-o-m) como en los de WTI (-8% m-o-m), reflejando cierta toma de ganancias después de los repuntes del primer trimestre. El interés abierto disminuyó un 6% en los principales contratos de futuros de petróleo a medida que la volatilidad se redujo desde los máximos de abril.

Los diferenciales regionales de crudo mostraron una notable divergencia: la prima del Arab Light sobre el Brent se amplió a $3.25/b (desde $2.80/b), mientras que los descuentos del Urals se redujeron a $6.50/b (desde $8.25/b) a medida que los refinadores europeos buscaron alternativas fuera de Medio Oriente. Los crudos agrios de la Costa del Golfo de EE. UU., como el Mars, cotizaron con primas de $1.75/b sobre el WTI (frente a $1.20/b) a medida que los suministros de crudo pesado se ajustaron tras los recortes a las exportaciones mexicanas.

Demanda Mundial de Petróleo

La demanda global de petróleo continúa su trayectoria de recuperación post-pandemia, con proyecciones de crecimiento para 2026 manteniéndose estables en 1.0 mb/d y-o-y para alcanzar los 104.2 mb/d. El desarrollo más significativo se da en el pronóstico para 2027, revisado al alza en 0.2 mb/d a un crecimiento de 1.7 mb/d, reflejando una demanda de combustible industrial más fuerte de lo esperado en los mercados emergentes y retrasos en los cronogramas de transición energética.

Los patrones regionales de demanda muestran una marcada divergencia: las naciones de la OCDE contribuirán con solo 0.1 mb/d del crecimiento en 2026 (10% del total), mientras que los países no pertenecientes a la OCDE representarán 0.9 mb/d. China sigue siendo el líder en crecimiento de la demanda con 0.4 mb/d (40% del crecimiento global), seguida por India con 0.25 mb/d. Las naciones del sudeste asiático en conjunto suman 0.15 mb/d, con Indonesia, Vietnam y Tailandia mostrando una demanda particularmente fuerte de combustibles para transporte.

Por categoría de producto, los destilados medios (diésel/combustible para aviones) dominan el crecimiento de la demanda en 2026 con 0.55 mb/d (55% del total), reflejando la recuperación de la actividad industrial global y los viajes aéreos. La gasolina representa un crecimiento de 0.25 mb/d a medida que las flotas de vehículos continúan expandiéndose en los mercados emergentes. El fueloil residual muestra una fortaleza inesperada (+0.1 mb/d) a medida que los sectores de generación de energía en el sur de Asia y Medio Oriente retrasan el cambio al gas.

El sector de la aviación continúa su robusta recuperación, con la demanda global de combustible para aviones alcanzando 7.2 mb/d en mayo, solo un 3% por debajo de los máximos de 2019. Las rutas internacionales se han recuperado completamente, mientras que los viajes domésticos en China e India superan los niveles previos a la pandemia en un 12% y un 18%, respectivamente. El crecimiento de la demanda de diésel sigue concentrado en los sectores manufactureros y agrícolas de los mercados emergentes, particularmente en el sudeste asiático, donde la electrificación de las flotas comerciales está rezagada respecto a las proyecciones.

Los riesgos a la baja para la perspectiva de la demanda incluyen posibles desaceleraciones económicas en Europa y China, donde los PMI manufactureros han mostrado debilidad reciente. Sin embargo, el consumo resiliente de EE. UU. y un crecimiento más fuerte de lo esperado en India y las naciones de la ASEAN proporcionan un apoyo compensatorio. La revisión de la demanda para 2027 refleja el reconocimiento de que las tasas de adopción de vehículos eléctricos están disminuyendo en las economías en desarrollo debido a las limitaciones de infraestructura y la preferencia de los consumidores por los vehículos convencionales.

Producción y Cumplimiento de la OPEC

La dinámica de producción de la OPEC+ en mayo de 2026 reflejó los esfuerzos continuos de gestión del mercado, con una producción total de crudo del DoC disminuyendo en 0.19 mb/d m-o-m a 33.13 mb/d según fuentes secundarias. Esto representa una tasa de cumplimiento del 118% con los recortes acordados, frente al 112% de abril, ya que varios miembros implementaron reducciones voluntarias adicionales. La capacidad de reserva efectiva del grupo ahora se sitúa en 4.2 mb/d, concentrada en Arabia Saudita (2.1 mb/d), Emiratos Árabes Unidos (0.8 mb/d) y Kuwait (0.5 mb/d).

Arabia Saudita mantuvo la producción en 9.05 mb/d, en línea con su recorte unilateral de 1 mb/d anunciado en enero de 2026. Irak mostró un mejor cumplimiento del 93%, produciendo 4.1 mb/d frente a su objetivo de 4.2 mb/d. La producción de los Emiratos Árabes Unidos bajó ligeramente a 3.15 mb/d (desde 3.18 mb/d), mientras que Kuwait se mantuvo estable en 2.45 mb/d. Los descensos notables provinieron de Nigeria (-85 kb/d a 1.38 mb/d) debido al mantenimiento de oleoductos y Venezuela (-42 kb/d a 680 kb/d) en medio de apagones eléctricos.

Los miembros no pertenecientes a la OPEC del DoC contribuyeron al descenso de la producción, con Rusia recortando 52 kb/d a 9.38 mb/d a medida que el mantenimiento invernal se extendió hasta mayo. Kazajistán redujo la producción en 38 kb/d a 1.52 mb/d tras el cierre del campo Tengiz. La producción de México cayó 25 kb/d a 1.65 mb/d a medida que las tasas de declive del campo Cantarell aceleraron más allá de las proyecciones.

El informe señala que la producción de LGN y líquidos no convencionales de la OPEC crecerá en 0.1 mb/d en 2026 hasta 8.8 mb/d, liderada por proyectos de condensados en los Emiratos Árabes Unidos y la expansión de gas a líquidos en Qatar. Este crecimiento compensa parcialmente los recortes de crudo, con un suministro total de líquidos de la OPEC proyectado a disminuir en 0.3 mb/d para el año. Angola y el Congo siguen siendo los miembros menos cumplidores con un 82% y un 78% respectivamente, aunque ambos mejoraron respecto a los niveles del primer trimestre.

De cara al futuro, la reunión ministerial del 1 de junio confirmó los objetivos de producción actuales hasta el tercer trimestre de 2026, con flexibilidad para "ajustes adicionales basados en las condiciones del mercado". Las proyecciones internas sugieren que la OPEC+ podría necesitar devolver gradualmente entre 1.2 y 1.5 mb/d al mercado en el cuarto trimestre para evitar una excesiva escasez, asumiendo que la demanda se mantenga en los niveles previstos. El grupo enfrenta una presión creciente de las naciones consumidoras a medida que los inventarios se acercan a mínimos de cinco años, particularmente en la OCDE Asia, donde los días de cobertura cayeron a 52 días en abril (desde 58 días en marzo).

Oferta Fuera de la OPEC

Las proyecciones de crecimiento de la oferta fuera de la OPEC se mantienen sin cambios en 0.6 mb/d tanto para 2026 como para 2027, aunque la composición del crecimiento muestra cambios notables respecto a estimaciones previas. Estados Unidos lidera la expansión en 2026 con un crecimiento de 0.25 mb/d (42% del total), aunque esto marca una desaceleración respecto al aumento de 0.4 mb/d en 2025 a medida que las ganancias de productividad del esquisto se moderan. La producción en la Cuenca Pérmica alcanzó 6.8 mb/d en mayo (+80 kb/d y-o-y), mientras que la producción en Bakken se mantuvo estable en 1.25 mb/d.

Brasil continúa su impresionante trayectoria de crecimiento, añadiendo 0.18 mb/d en 2026 a medida que nuevas FPSO entran en funcionamiento en los campos Buzios y Mero. Petrobras informa que la producción en el presal alcanzó 3.1 mb/d en mayo, representando el 78% de la producción nacional. Canadá contribuye con un crecimiento de 0.12 mb/d, principalmente de expansiones de arenas petrolíferas, aunque los diferenciales de Alberta se han ampliado a descuentos de $12/b debido a las limitaciones de los oleoductos.

La producción de Rusia sigue limitada en 9.38 mb/d (-0.52 mb/d respecto a los niveles previos a las sanciones), con descensos concentrados en los campos maduros de Siberia occidental. El informe señala que Rusia ha redirigido con éxito el 85% de sus antiguas exportaciones a Europa hacia Asia, aunque con descuentos promedio de $6-8/b respecto al Brent. Se espera que la producción de Kazajistán se recupere a 1.9 mb/d a finales de año a medida que concluya el mantenimiento en el campo Kashagan.

Otros desarrollos notables fuera de la OPEC incluyen la continua expansión de Guyana hasta 850 kb/d (+120 kb/d y-o-y) y el esquisto Vaca Muerta de Argentina alcanzando 320 kb/d (+50 kb/d). Estas ganancias se ven parcialmente compensadas por descensos en los campos maduros del Mar del Norte (-40 kb/d) y el complejo Cantarell de México (-65 kb/d). La actividad global de exploración sigue siendo baja, con solo 34 pozos exploratorios perforados en el primer trimestre de 2026 frente a 51 en el primer trimestre de 2025, lo que sugiere un crecimiento limitado fuera de la OPEC más allá de 2027.

Panorama Económico Global

El entorno macroeconómico global presenta un panorama mixto para el crecimiento de la demanda de petróleo. El pronóstico de PIB global de la OPEC para 2026 se mantiene estable en 3.1%, aunque con notables divergencias regionales. La economía de EE. UU. muestra resiliencia con un crecimiento proyectado del 2.2%, respaldado por un fuerte gasto de los consumidores y la relocalización de la manufactura. El crecimiento de la Eurozona se revisó ligeramente a la baja al 1.0% a medida que el sector industrial de Alemania sigue luchando con los costos energéticos.

China mantiene su proyección de crecimiento del 4.6%, aunque las debilidades en el sector inmobiliario y la suavidad de las exportaciones plantean riesgos a la baja. La robusta expansión del 6.6% de India lidera las principales economías, con el gasto en infraestructura y el crecimiento manufacturero impulsando la demanda de petróleo. Asia emergente excluyendo China crece colectivamente al 5.2%, con Vietnam (6.8%) y Filipinas (6.0%) destacando.

Las tendencias inflacionarias muestran moderación, con el IPC global promediando 3.8% en 2026 (frente al 4.5% en 2025), lo que permite a los bancos centrales comenzar recortes graduales de tasas. La reducción anticipada de 75 puntos básicos por parte de la Reserva Federal de EE. UU. en la segunda mitad de 2026 debería apoyar a los sectores intensivos en energía. Los flujos comerciales continúan reorientándose, con el comercio intraasiático representando ahora el 42% del comercio global (frente al 38% previo a la pandemia), beneficiando la demanda regional de petróleo.

Los riesgos clave incluyen una posible escalada en los conflictos de Medio Oriente que podría interrumpir las rutas de transporte, y una posible recesión en EE. UU. a finales de 2026 si los mercados laborales se debilitan. En el lado positivo, recortes de tasas más rápidos de lo esperado podrían estimular la actividad industrial, mientras que el potencial paquete de estímulo fiscal de China podría impulsar la demanda de materias primas. El informe señala que cada cambio del 1% en el crecimiento del PIB global típicamente impacta la demanda de petróleo en 0.2-0.3 mb/d, lo que hace que las proyecciones económicas sean críticas para la planificación de la oferta.

Perspectiva del Mercado e Implicaciones de Inversión

La segunda mitad de 2026 presenta un panorama de mercado petrolero más ajustado, con un crecimiento de la demanda proyectado superando la expansión de la oferta fuera de la OPEC. La OPEC+ enfrenta un delicado acto de equilibrio: mantener suficiente capacidad de reserva para evitar picos de precios mientras evita la erosión de su participación de mercado frente a productores fuera de la OPEC. Nuestro análisis sugiere que el Brent promediará $105-110/b en el tercer trimestre, con posibles picos a $120+ si las tensiones en Medio Oriente escalan o la temporada de huracanes interrumpe la producción en el Golfo de EE. UU.

Las implicaciones de inversión son claras: el capital en el sector upstream sigue concentrado en proyectos de ciclo corto, con el gasto global en exploración y producción alcanzando $580 mil millones en 2026 (un aumento del 12% y-o-y) pero aún por debajo de los máximos de 2014 cuando se ajusta por inflación. Los operadores de esquisto priorizan los rendimientos para los accionistas sobre el crecimiento, con el recuento de plataformas en el Pérmico estancado en 310 a pesar de los precios más altos. Las inversiones en aguas profundas muestran un crecimiento selectivo, particularmente en Brasil y Guyana, donde los puntos de equilibrio siguen por debajo de $50/b.

Los márgenes de refinación presentan oportunidades regionales, con las instalaciones complejas de la Costa del Golfo de EE. UU. y Medio Oriente mejor posicionadas para capitalizar los diferenciales entre crudos pesados y ligeros. Los refinadores asiáticos enfrentan desafíos por la expansión de la capacidad de China y las restricciones a las exportaciones de productos. Los mercados de petroleros deberían mantenerse fuertes hasta 2027 a medida que las distancias de las rutas comerciales se alargan y el crecimiento de la flota se retrasa respecto a la demanda.

Las conclusiones estratégicas incluyen posicionarse para una continua volatilidad en Medio Oriente mediante opcionalidad en el abastecimiento de crudo, mientras se monitorean las compras de la reserva estratégica de petróleo de China, que se han desacelerado a 300 kb/d (desde 500 kb/d en 2025). La transición energética sigue siendo un riesgo a largo plazo, pero el enfoque a corto plazo debe permanecer en asegurar cadenas de suministro confiables a medida que los colchones de capacidad de reserva global continúan adelgazándose durante 2026.