Perspectivas del mercado petrolero para 2026
Por: Rafael Quiroz Serrano – Economista petrolero
Caracas, 31 de diciembre de 2025. El mercado petrolero mundial experimentó un comportamiento bajista durante 2025 y cunde mucho pesimismo para 2026. Los principales referentes de precio así lo reflejan. En el caso del barril del crudo Brent (Mar del Norte) se estima que alcance un valor promedio en torno a 65 U$B (dólares el barril), lo que significaría un descenso porcentual anual estimado de 17%. En cuanto al barril de crudo West Texas Intermediate (WTI) el promedio para 2025, se ubica alrededor de 62 U$B, implicando un descenso anual aproximado de 20%. Los precios al cierre del año, de ambos crudos, se ubicarían en niveles mínimos no vistos desde comienzos de 2021.
Se espera que continúe esta tendencia descendente para 2026 debido, principalmente, a una enorme sobreoferta petrolera por el orden de hasta 3.7 millones de barriles diarios (MMB/d) de acuerdo a la Agencia Internacional de Energía (AIE), que ha atenuado, al igual que consistentemente lo ha hecho en 2025, los distintos riesgos de naturaleza política que, en circunstancias similares en el pasado, alentaron subidas importantes de precio. Conviene destacar, en este marco, el impacto en los precios del giro observado en las decisiones de la OPEP Plus (OPEP+) dirigidas a recuperar una porción creciente del suministro mundial de petróleo, al deshacer su control restrictivo de la oferta mantenido desde hace tres años, y por ello provocar una fuerte acumulación de barriles de petróleo tanto en tierra como inventarios estratégicos (China) y de carácter comercial, así como crudo flotante.
La encrucijada de la OPEP
A los 65 años de fundada la OPEP (Bagdad, 14 Sep. 1960) pareciera que esta reculara ante la dicotómica ecuación Precios/Barriles, pues la Organización con sede en Viena siempre se ha inclinado por favorecer precios antes de impulsar producción. En el mercado mundial de los hidrocarburos, la variable “producción petrolera” no tiene que ser el problema fundamental para la OPEP, pues ese es un problema básico de los países altamente desarrollados que son, a su vez, los mayores consumidores de petróleo. La OPEP debe de ocuparse (tiene que seguirse ocupando), primordialmente, de la defensa de los precios del petróleo, pues es a través de esta variable que la Organización consecuencialmente defiende los intereses de sus países miembros, lo que se traduce en mayores ingresos de divisas por concepto de exportaciones petroleras. La OPEP no nació para venerar el mercado, ni mucho menos para defender los intereses de los países altamente desarrollados.
¿Hay consistencia de las energías alternas?
Las proyecciones de precios para los principales referentes en 2026 se consensuan muy por debajo de 60 U$B para el Brent, y hasta en niveles menores a 50 U$B para el WTI. El sostenimiento de la desaceleración del consumo de petróleo por parte de China también refuerza este derrotero esperado en los precios, en un contexto de acentuación de una transición energética en este país, apuntalada por el mayor protagonismo de las energías renovables, incluyendo páneles solares más baratos, expansión de aerogeneradores, mayor potencia hidroeléctrica, eficiencia energética y mayor uso de acumuladores en las redes, sumado a planes nucleares muy ambiciosos. Son ligeros síntomas asomados por toda una docena de energías alternas, o renovables, que aún no logran convencer sobre la sostenibilidad de sus consistencias para la sustitución del petróleo, por lo menos dentro de los próximos 100 años. La preparación del mundo desarrollado para una transición energética hasta ahora se percibe muy pobre y endeble.
El impulso para la inteligencia artificial
Hay que decir, sin embargo, que el auge de construcción de centros de datos para saciar las enormes necesidades energéticas de la industria de inteligencia artificial (IA), a nivel global, se está convirtiendo en un fuerte estímulo para la producción de gas natural (materia prima fósil) como fuente principal de suministro. Aunque en una menor proporción el consumo de más petróleo, carbón, energías renovables, geotermia y hasta nuclear, también son necesarias para sostener el impulso generado por esta bonanza de la IA en la economía mundial.
El desarrollo escalable de la IA con fines económicos y militares en un contexto de lucha por supremacía global entre China y EE.UU., se convierte en el factor que más favorece un repunte potencial de los precios del petróleo, entre el pesimismo que prevalece entre bancos de inversión e instituciones privadas y públicas, volcadas permanentemente al análisis petrolero y al desideratum de la transición energética.
Los fundamentos del mercado
En cuanto a los fundamentos de mercado, llamados también variables estructurales, el cuadro de demanda y oferta que soportó el comportamiento del mercado petrolero en 2025 y permite avizorar el 2026, elaborado por las principales instituciones del sector, a saber, la Agencia Internacional de Energía (AIE), la Administración de Información de Energía (EIA, por sus siglas en inglés) de EE.UU. y la OPEP más sus socios externos asociados (OPEP+), muestra un crecimiento estimado de la demanda petrolera en 2025 entre 800 y 900 MB/d, cercano a la previsión de 830 MB/d de la AIE y por debajo de la cifra esperada de 1.1 MMB/d de la EIA y 1.3 MMB/d de la OPEP. Estas diferencias se mantienen en las previsiones de demanda para 2026, en tanto que la EIA espera un aumento de 1.2 MMB/d, la AIE de 860 MB/d y la OPEP de 1.4 MMB/d.
En cuanto al desempeño de la oferta en 2025, el fuerte crecimiento de 3 MMB/d se acopló con lo esperado por la AIE y la EIA, siendo impulsado por el cambio hacia un mayor suministro por parte de la OPEP+ y un protagonismo fuerte de los países fuera de la OPEP+. Estos últimos fueron los principales responsables del crecimiento en la oferta global de petróleo, compensando en gran medida los ajustes moderados de OPEP+. Según estimaciones de agencias como la IEA, EIA y OPEP, el incremento total en la oferta global de líquidos petroleros osciló entre 1.9 y 3.1 MMB/d, con los productores no-OPEP+ aportando entre 1.3 y 1.8 MMB/d, alrededor del 70-90% del crecimiento total.
EE.UU. y precios volátiles
Hay que destacar también el caso de EE.UU., donde a pesar de un comportamiento moderado esperado de la producción del petróleo de lutitas (“esquistos”), debido a precios por debajo de 70 U$B, el desempeño de las cuencas estadounidenses ha sido muy resiliente, hasta el punto de mostrar un aumento sostenido en torno a 500 MB/d. Igualmente importante ha sido la adición de producción entre 800 y 900 MB/d por parte de Canadá, Brasil, Argentina y Guyana.
El análisis más consistente a favor de la continuación de un mercado bajista en los precios para 2026, lo proporciona la acumulación de inventarios en 2025. En efecto, en este año el aumento de los “stocks” va desde un promedio entre 1.8 a 2.2 MMB/d para la EIA y entre 1.2 y 1,9 MMB/d para la AIE. Para 2026 se prevé una aceleración de este acopio hasta un superávit factible de 3.7 MMB/d según la AIE, gracias a una mezcla de factores o variables estructurales y coyunturales, siendo relevante en este resultado previsible el cambio en el manejo de la oferta de la OPEP+ dirigido a recuperar porciones de mercado y el crecimiento de la oferta en países fuera de la OPEP+, que se espera se modere en 2026 en un ámbito de precios menos atractivos y más volatiles.
Así vimos como la expansión sostenida en EE.UU. (shale/NGLs), Brasil, Guyana, Canadá y Argentina, impulsada por eficiencia tecnológica y proyectos “offshore” convencionales representó entre 50-75% del crecimiento global de oferta. También empezó a ser más notorio un mayor incremento estructural de la oferta versus el de la demanda, debido a los efectos derivados de una incipiente transición energética que avanza con fuerza en China, otrora el principal impulsor de la demanda petrolera.
China gigante
En el país asiático la adopción acelerada de vehículos de nueva energía, eléctricos e hibridos, mayor eficiencia vehicular, expansión sostenida de energías renovables y reemplazo de petróleo por gas natural en transporte y generación de electricidad, llevó a un aumento anual en la demanda de 0.7-0.9 MMB/d, cifra historicamente baja fuera de lo causado por la pandemia de COVID-19. Aunque India ha venido escalando su consumo de petróleo no tiene posibilidades de emular el protagonismo de una potencia manufacturera gigante como la china.
Por ello se fue acopiando un superávit crónico de petróleo, reforzado, al mismo tiempo, por una política de acumulación estratégica de inventarios en China, en virtud de aprovechamiento de precios atractivos, y escudo ante contingencias políticas adversas alimentadas por diferencias comerciales con EE.UU., o sanciones económicas tanto de la Unión Europea (UE) como de la Administración Trump. Este acopio de reservas por parte de China llegó a representar entre 0.8 a 0.9 MMB/d, lo que se puede calificar de una demanda artificial temporal, ya que la economía china experimenta un deslucido desempeño del Producto Interno Bruto (PIB).
La OPEP+
Hay que resaltar que al desmantelar la OPEP+ sus recortes voluntarios a partir del mes de abril de este año, se agregaron por esta vía hasta 3.6 MMB/d, y podrían añadirse 1,2 MMB/d en 2026, aunque se haya aprobado recientemente una pausa para el primer trimestre de 2026. A juicio de la OPEP, la reversión de recortes voluntarios de producción iniciados en años anteriores, apunta a una recuperación de cuotas de mercado y a inventarios globales bajos, demanda estacional y temores de sobreoferta; estos tres últimos elementos conocidos como variables coyunturales.
Los cambios comenzaron en abril de 2025 con una reversión gradual de los recortes voluntarios de 2.2 MMB/d, por parte de la OPEP+; luego entre mayo y julio se aceleraron los incrementos mensuales al tenor de fundamentos de mercado saludables. Después, entre agosto y septiembre, hubo un aumento de 547 MB/d, completándose así la reposición de los recortes voluntarios de 2.2 MMB/d, alcanzando la adición de suministros a la oferta global un aproximado de 2.9 MMB/d hasta ese momento.
Entre octubre y diciembre se aprobaron nuevos incrementos mensuales de 137 MB/d, cuando se decidió pausar la política de aumentos mensuales ante los temores de un exceso de oferta en el invierno boreal y menor demanda estacional. Quedan pendientes, sin embargo, recortes por el orden de 3.6 MMB/d, diferentes a los voluntarios, hasta finales de 2026. En el ambiente, está la posibilidad de que la OPEP+ pueda volver a recortar su producción, debido a la pesimista expectativa de los precios en un contexto de mercado con exceso de oferta. La OPEP+ debe retornar a la defensa de precios, antes de considerar otra variable.
En resumen, el superávit de oferta de 2025 se debió principalmente al choque coyuntural de oferta OPEP+ y no-OPEP+, contra la demanda débil por temas macro y amenazas globales de incremento de tarifas por parte de EE.UU. Para el año 2026, factores estructurales como el crecimiento de la oferta no OPEP+ e incidencias de transición hacia energías renovables, dominan la narrativa de una sobreoferta grande que sesga a la baja los precios del petróleo hacia valores observados durante los años de la pandemia del COVID-19. Los más pesimistas apuestan a valores por debajo de 50 U$B, potencialmente reversibles por interrupciones geopolíticas mayores, que aunque coyunturales tienden a tener mayor ponderación en la conformación de la estructura del precio petrolero.
La geopolítica del petróleo
A diferencia de lo que solía esperarse en el pasado no tan lejano, extrañamente los riesgos geopolíticos (Ucrania-Rusia, Israel-Gaza, Venezuela-EE.UU.) no impulsaron al alza los precios del petróleo en 2025. La afectación de la producción en Rusia por los ataques de Ucrania a la infraestructura energética de ese país ha sido creciente, deteniendo hasta en un 20% su enorme parque refinador. Asimismo, los ataques a instalaciones portuarias y depósitos de crudo se han ido agravando, y contrarrestando -a su vez- en los precios los efectos negativos producidos por una sobre oferta dada por diversas razones. Es decir, que la prima geopolítica por riesgo al suministro que ocasionan los eventos bélicos, e impulsan los precios al alza, queda desbordada, o neutralizada, por la sobre oferta petrolera.
Venezuela
En el caso de Venezuela, el bloqueo naval y aéreo del gobierno de EE.UU. empieza a generar muchos temores sobre los suministros que llegan básicamente a China. Se hace notar, sin embargo, que el fuerte colchón de sobre oferta le resta importancia a un impacto sostenido en los precios de estos eventos políticos. Sin embargo, es difìcil no asociar esta política agresiva de EE.UU. con este fuerte acopio de inventarios.
En 2025, la industria petrolera venezolana mostró una producción bruta promedio alrededor de los 900 MB/d a 1 MMB/d, según datos de la OPEP y fuentes secundarias. Es decir, se ha observado cierta resiliencia gracias al regreso de Chevron y un papel menor de contratos a empresas chinas poco conocidas. A comienzos de año parecía que el horizonte apuntaba a cuotas de produción más ambiciosas en torno a 1.3 MMB/d, pero los vaivenes de la política estadounidense de restricción de licencias llevó a contracciones mensuales del orden de 200 MB/d que hicieron retroceder la producción mensual (esfuerzo propio) de PDVSA. Es bueno destacar que a la producción bruta de alrededor de 1.1 MMB/d (cifra oficial) hay que restar 235 MB/d de importación de condensados y diluyentes que se compran en el extranjero (India, Irán y Rusia) para mezclarlos con los crudos extra-pesados de la Faja, y de esta manera llevarlos a crudo pesado (Merey 16, 17 o 18), y así queda una producción neta de 865 MB/d, como promedio anual de producción durante 2025. Vale acotar que el crudo extra-pesado de la Faja ha perdido el atractivo de otros tiempos, además de no ser cierta la monserga que muchos tararean de que se trata de “las mayores reservas petroleras del mundo”. Eso no es cierto, y aunque repitan esa mentira mil veces, no se convertirá en verdad; son la novena (9ª.) del mundo (90 MMMB) y para nada despreciable, más allá que el factor de recobro sea de solo un 20% (18 MMMB).
Bloqueo parcial y sanciones de EE.UU.
En efecto, el gobierno de Trump endureció las medidas desde inicios de 2025, incluyendo la revocación parcial o restricción de licencias para Chevron, ordenando una paralización gradual de sus actividades entre marzo y abril, pero luego renovó la licencia en forma limitada, prohibiendo pagos directos al gobierno venezolano o nuevas perforaciones. Más recientemente, el presidente Trump ordenó un «bloqueo total» a buques petroleros sancionados, incautaciones de tanqueros y crudos, y sanciones adicionales, afectando exportaciones no autorizadas (principalmente a China vía intermediarios). Todo esto, usando como válido argumento y soporte la deslegitimación de origen y la violación reiterada y permanente de los derechos humanos (DDHH) a la población, por parte del gobierno venezolano; además de una diáspora que ya remonta los 9 millones de ciudadanos repartidos por todos los confines de la tierra. Aquí se llega a la raya amarilla, donde el gobierno autoritario y hegemónico de Venezuela se hace inexcusable e inevitablemente indefendible a todas luces.
No obstante lo inmediatamente anterior, se debe reconocer que el bloqueo perjudicará directamente las perspectivas para la industria petrolera venezolana en 2026. El panorama es muy incierto, agravado, ademas por precios internacionales muy bajos y la necesidad de PDVSA de dar grandes descuentos (hasta un 40%), en el precio de realización o venta, a sus clientes como compensación, debido al elevado riesgo político implícito. Cabe la posibilidad, en un escenario de mayor escalamiento militar por parte de EE.UU., de una fuerte caída de la producción de PDVSA, que podría llevarla a niveles de 500 MB/d no solo por problemas de adquisición de diluyentes, sino por parálisis de la producción debido al llenado de la capacidad de almacenamiento y al desbordamiento de inventarios, depósitos, cilindros y llenaderos, por menores exportaciones.
El bloqueo naval anunciado por el presidente Donald Trump el 16 de diciembre de 2025 se centra específicamente en buques petroleros sancionados que entran o salen de Venezuela, no en un bloqueo total de la costa o el espacio aéreo venezolano (aunque se han mencionado restricciones aéreas separadas por la FAA para vuelos comerciales). Esta medida escaló una campaña de presión que incluye incautaciones de tanqueros y presencia militar estadounidense en la fachada del Caribe.
Desde la incautación del primer tanquero (Skipper) a principios de diciembre y el anuncio del bloqueo, las exportaciones de crudo han caído bruscamente. Muchos buques cargados permanecen anclados en aguas venezolanas por miedo a ser interceptados. Analistas estiman que el bloqueo afecta inicialmente alrededor de 300.000 B/d (cerca de la mitad de las exportaciones totales), principalmente aquellos transportados por la «flota sombra» sancionadas o flotas oscuras que simulan puertos de origen, de destino, y el origen mismo de las cargas, y suelen operar de trasiego sospechoso recurriendo a maridajes o transferencia de barco a barco en alta mar, y en fin, buques que evaden el rastreo para vender a China u otros mercados.
Las repercusiones de este bloqueo estadounidense son profundas sobre la economía venezolana, ya que el petróleo sigue siendo la principal fuente de divisas para el régimen de Maduro; por ello habrá mayor inflación con fuerte tendencia de hiperinflación, pronunciado déficit fiscal, deterioro de las condiciones de vida de la población y hasta un probable repunte migratorio.
A manera de colofón
No lucen nada bien las perspectivas petroleras venezolanas para el año 2026 que se inicia en pocas horas. Precios bajos del petróleo, demanda más que sobre abastecida y sobre oferta destacada en el mercado petrolero internacional; una producción endeble y frágil debido a problemas estructurales que arrastra la industria petrolera venezolana desde el 2004, una deuda consolidada de PDVSA que sobrepasa los 80 MMMU$, una capacidad real de refinación que escasamente llega al 20% de su capacidad instalada (1.3 MMB/d), una nómina que sobrepasa el 100% de su personal requerido, un estimado -por lo menos- de 20 MMMU$ de inversión que se requieren para tratar de levantar la producción a 1.5 MMB/d para finales de año y una orfandad total de empresas transnacionales que pudieran invertir ingentes cantidades de capital financiero (previo a garantizar transparencia y seguridad jurídica), son las variables que impiden ser optimistas para el año 2026.
Todo esto aunado a sanciones, bloqueos y aislamientos por doquier (con o sin razón), además de una equivocada estrategia para tratar de recuperar la industria petrolera, el persistir tercamente en un modelo económico totalmente equivocado, una incapacidad manifiesta y una incompetencia a toda prueba, lleva a la tétrica conclusión de que el 2026 será un año duro para todos, pues transcurrirá entre aguaceros y tormentas, tornados y huracanes, temblores y sismos, y con muchas más penas que 2025; lo que no permite vislumbrar -en la lejanía- ni una sola razón valedera para tener un mínimo de optimismo, salvo que sea por la vía de un viraje, o quiebre, en lo político. Sin duda que la reconstrucción de PDVSA y -a su vez- la reconstrucción del país, pasan indubitablemente por el meridiano de un cambio de gobierno, pues sin ello no habrá posibilidad alguna de estabilidad política y económica, y de asomo a nuevos horizontes.
Nuevamente el petróleo sigue enseñando que mientras que no haya una claridad para la emancipación económica de la renta petrolera, las patologías rentísticas de la economía se seguirán haciendo sentir en la realidad venezolana, y seguirá demostrando cuán dependiente seguimos siendo del “oro negro”, y por qué, después de 110 años de comercialización petrolera, Venezuela sigue siendo un país condicionado, definido y determinado por el petróleo. Por consiguiente, es el petróleo, y ningún otro tema, el tema realmente actual, vigente, singular, importante y si se quiere dramático y triste de la economía venezolana. En Venezuela, todo sigue empezando y terminando en un barril.
