Topes de producción vinculantes por Estado dentro de la alianza OPEP+, supervisados mensualmente por el JMMC y ajustados en la reunión ministerial regular de la OPEP+.
La OPEP+ se forjó en diciembre de 2016 como respuesta al colapso de precios iniciado en 2014 (el Brent cayó de 110 USD a menos de 30 USD). Arabia Saudí invitó a diez productores no-OPEP, Rusia el primero, a compartir la disciplina de oferta. La alianza coordina hoy alrededor del 40 por ciento de la producción mundial de crudo y puede mover los precios mundiales notablemente mientras la disciplina interna se mantenga.
Cada Estado miembro tiene una cuota de base (a menudo negociada históricamente y disputada: Argelia y Nigeria consideran que sus bases son demasiado bajas) y un objetivo actual derivado de recortes o aumentos porcentuales. El Comité Conjunto Ministerial de Monitoreo (JMMC) se reúne mensualmente y vigila el cumplimiento; cada seis meses se toma una decisión mayor en el plenario.
Historia: de la guerra de cuotas de mercado a la alianza
En 2014, Arabia Saudí y otros Estados OPEP inundaron el mercado para expulsar a los productores de esquisto estadounidenses. La maniobra costó a la propia OPEP cerca de un billón USD en ingresos perdidos y solo tuvo éxito parcial, la industria del esquisto estadounidense perdió unos 100 000 empleos pero resultó más resiliente de lo previsto al caer los costes de perforación.
Ese dolor obligó a la OPEP y a Rusia a sentarse a la misma mesa. En noviembre de 2016 la OPEP+ acordó su primer recorte conjunto de 1,8 Mb/d. En abril de 2020, tras el colapso de demanda por la COVID y la breve guerra de precios saudí-rusa, la alianza firmó el mayor recorte de la historia petrolera: 9,7 Mb/d, alrededor del 10 por ciento del mercado mundial. Desde entonces, la OPEP+ actúa como centro de hecho de la gestión global de la oferta, aunque el esquisto estadounidense ha reducido el peso relativo del cártel respecto a 1973.
Mecánica: base, recortes, JMMC y cumplimiento
La mecánica de las cuotas se apoya en tres palancas. Primero la base: un nivel histórico de producción por país, fijado en el momento de la adhesión. Segundo los ajustes porcentuales respecto a esa base, típicamente en escalones de 100 000 a 500 000 barriles diarios por país. Tercero los recortes voluntarios unilaterales de Estados individuales, que Arabia Saudí ha utilizado repetidamente desde 2023 (recorte voluntario saudí de 1 Mb/d de julio de 2023 hasta finales de 2025, más 0,5 Mb/d ruso).
El cumplimiento se mide a través de fuentes secundarias, S&P Platts, Argus, estimaciones de la AIE, porque los Estados OPEP reportan su propia producción de forma inconsistente. La tasa de cumplimiento de la alianza fue del 102 por ciento en 2020, alrededor del 110 por ciento en 2023 (mejor de lo planeado), pero solo cerca del 88 por ciento en 2024, Irak y Kazajistán sobreprodujeron habitualmente entre 200 000 y 400 000 barriles diarios sobre cuota.
Ejemplo: cómo los recortes saudíes de 2023 afectaron al gasóleo en España
En abril de 2023 la OPEP+ anunció un recorte sorpresa de 1,16 Mb/d; en julio se sumó un recorte voluntario saudí adicional de 1 Mb/d. El Brent subió de unos 75 USD en junio a 95 USD en septiembre. Para un hogar español de cuatro personas que usa 2 000 litros de gasóleo de calefacción al año (zonas frías como Castilla y León, Aragón, Navarra), esto significó en términos concretos:
El precio medio del gasóleo C en España (fuente: CORES, Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos) pasó de unos 1,02 EUR por litro en junio de 2023 a 1,15 EUR por litro en septiembre. Para un pedido de 2 000 litros la diferencia alcanzó unos 260 EUR, visible cuatro a seis semanas después de la decisión saudí. Un hogar que llenó el depósito en enero de 2023 (alrededor de 0,95 EUR por litro) ahorró cerca de 400 EUR comparado con un comprador de septiembre. Para los hogares cubiertos por el Bono Social Térmico (subvención estatal para hogares vulnerables, hasta 124 EUR/año), el alivio compensa solo parcialmente las subidas OPEP+.
Consecuencias para España: mix solar-eólico amortigua, transporte sigue expuesto
España importa cerca del 99 por ciento del petróleo que consume. La cesta de origen 2024 es notablemente diversa: Nigeria (15-18 por ciento), México (10-13 por ciento), Arabia Saudí (8-10 por ciento), Estados Unidos (8-10 por ciento), Brasil, Angola, Irak. La diversificación reduce el riesgo geopolítico pero no el riesgo de precio, el Brent es global.
España está estructuralmente menos expuesta a los shocks OPEP+ que Alemania o Francia gracias a su mix eléctrico avanzado: en 2024 las energías renovables (solar, eólica, hidráulica) cubren aproximadamente el 50 por ciento de la generación, frente al 19 por ciento de gas. El petróleo afecta sobre todo al transporte (carburantes en surtidor), al gasóleo de calefacción en zonas rurales del interior, y a la petroquímica de Repsol y Cepsa.
Repsol mantiene operaciones en varios países OPEP, históricamente en Libia y, hasta hace poco, en Venezuela bajo licencia especial del Tesoro estadounidense. La capacidad real de PDVSA (Venezuela) ha colapsado de 3 Mb/d en 1998 a menos de 0,7 Mb/d en 2024, frente a una cuota OPEP oficial de 1 Mb/d, un caso extremo de incumplimiento involuntario por degradación de infraestructura. Ecuador abandonó la OPEP en 2020 alegando precisamente la rigidez del sistema de cuotas frente a sus necesidades fiscales.
Quién se ve afectado: conductores, industria, hogares vulnerables
Los conductores españoles y las empresas de transporte sienten las decisiones OPEP+ en el surtidor en cuatro a ocho semanas. Los hogares de zonas rurales del interior con calefacción de gasóleo (aproximadamente 1,5 millones de hogares en España, concentrados en Castilla y León, Aragón, Navarra, La Rioja) tienen la exposición invernal más directa.
El Estado español es observador sin voto en la OPEP+. A través de la AIE en París, España puede participar en liberaciones coordinadas de reservas estratégicas, participó en el programa internacional de 60 millones de barriles en 2022. CORES gestiona unas reservas estratégicas equivalentes a 92 días de consumo, por encima del mínimo AIE de 90 días. La diplomacia energética española apunta a productores latinoamericanos (México, Colombia) y a los Emiratos Árabes Unidos (acuerdos de hidrógeno y gas). El BCE en Fráncfort tiene que considerar los shocks OPEP+ en sus decisiones de inflación, igual que la Reserva Federal estadounidense.