Con la salida de Emiratos, la OPEP pierde el control de la capacidad ociosa en un mercado agitado

La salida de Emiratos Árabes Unidos (EAU) de la alianza OPEP+, efectiva desde hoy 1 de mayo, supone uno de los mayores cambios en la gobernanza del mercado petrolero en décadas. La decisión llega en un momento especialmente delicado, marcado por la escalada militar entre Estados Unidos, Israel e Irán y por fuertes interrupciones en el suministro energético global. Más que una simple discrepancia interna, la marcha emiratí refleja el desgaste progresivo de un modelo basado en cuotas y disciplina colectiva que durante años sostuvo la estabilidad del precio del crudo.

EAU abandona la organización en un contexto en el que la cohesión de la OPEP+ ya estaba debilitada por intereses nacionales divergentes y por la desigual distribución de la capacidad de producción entre sus miembros. La salida resulta especialmente sensible porque Emiratos era uno de los pocos productores con capacidad sobrante significativa y con un historial relativamente alto de cumplimiento de cuotas. Con su marcha, el cártel pierde parte de su capacidad para actuar como regulador efectivo del mercado, según Rystad Energy.

La guerra en Oriente Medio ha agravado aún más la situación. Las tensiones en torno al estrecho de Ormuz y las restricciones a las exportaciones iraníes han provocado pérdidas de producción cercanas a los 10 millones de barriles diarios, con previsiones de empeoramiento durante abril. En febrero de 2026, los países más afectados —Arabia Saudí, Emiratos, Kuwait, Irak, Irán, Bahréin y Qatar— producían conjuntamente unos 27,5 millones de barriles diarios. Tras el estallido del conflicto, las pérdidas efectivas superaron los 10 millones y podrían acercarse a los 13 millones antes de una eventual recuperación parcial a partir de mayo.

Abu Dabi podrá aumentar la producción sin compromisos políticos

En teoría, la OPEP+ debería responder a estas crisis ajustando de forma coordinada la oferta para estabilizar los precios. Sin embargo, la salida de EAU rompe parte de ese mecanismo. Abu Dabi queda ahora liberado de las restricciones colectivas y podrá aumentar producción siguiendo criterios comerciales y señales de mercado, no compromisos políticos.

A corto plazo, no obstante, esa flexibilidad es más potencial que real. Las disrupciones logísticas y la incertidumbre geopolítica limitan la capacidad de incrementar exportaciones de manera inmediata. Pero el verdadero impacto aparece en el medio y largo plazo: cuando el conflicto disminuya, Emiratos podrá activar rápidamente parte de su enorme capacidad ociosa y competir agresivamente por cuota de mercado.

Actualmente, la demanda mundial de líquidos se mantiene sólida, alrededor de 105 millones de barriles diarios. Aunque la OPEP+ dispone teóricamente de unos 6 millones de barriles diarios de capacidad sobrante, más del 65% está concentrado precisamente en Arabia Saudí y Emiratos. Con la salida emiratí, el grupo pierde control directo sobre alrededor de 1,5 millones de barriles diarios adicionales, debilitando aún más su capacidad de respuesta.

La decisión también está vinculada a la estrategia energética de largo plazo de Abu Dabi. Emiratos llevaba años mostrando frustración con un sistema de cuotas que limitaba la monetización de enormes inversiones realizadas por ADNOC, la petrolera estatal. En 2025, el país produjo de media unos 3,12 millones de barriles diarios pese a disponer de capacidad muy superior. Antes de la guerra, su producción bajo cuota rondaba los 3,4 millones.

A por los 5 ò 6 millones de barriles diarios

Sin las restricciones de la OPEP+, Emiratos calcula que podría añadir entre 1 y 1,5 millones de barriles diarios en el medio plazo. ADNOC aspira a alcanzar una capacidad de 5 millones de barriles diarios en 2027 y eventualmente acercarse a los 6 millones. Para ello impulsa megaproyectos offshore, ampliaciones de campos maduros y el desarrollo de recursos no convencionales.

Entre los proyectos clave destacan la expansión del gigantesco yacimiento Upper Zakum hacia 1,5 millones de barriles diarios y el aumento de producción en campos terrestres como Bab y Bu Hasa. Paralelamente, ADNOC Drilling continúa ampliando su flota de perforación para sostener un ritmo creciente de extracción.

El resultado es un mercado petrolero cada vez menos gobernado por decisiones políticas coordinadas y más condicionado por shocks geopolíticos y competencia entre productores. La volatilidad deja de ser un fenómeno coyuntural y pasa a convertirse en una característica estructural.

Hasta ahora, la OPEP+ actuaba como una especie de red de seguridad para el mercado. Durante periodos de exceso de oferta, el grupo coordinaba recortes para sostener los precios. La salida de Emiratos introduce dudas sobre la eficacia futura de ese mecanismo. Aunque la decisión no implica automáticamente más barriles en el mercado, sí envía la señal de que algunos grandes productores ricos en capacidad podrían priorizar intereses nacionales frente a la disciplina colectiva.

Pérdida progresiva de influencia de la OPEP

La ruptura también evidencia la pérdida progresiva de influencia de la OPEP frente a productores externos. Desde 2015 hasta 2024, la producción no perteneciente a OPEP+ creció un 14%, mientras que la del grupo cayó alrededor de un 10%. La estrategia de restringir oferta para sostener precios terminó beneficiando a competidores, especialmente al petróleo de esquisto estadounidense.

La cuota de mercado de la OPEP pasó del 41% en 2000 al 36% en 2025, mientras que los productores ajenos al cartel aumentaron su participación del 40% al 45%. Según proyecciones de Rystad Energy, Emiratos podría representar por sí solo un 5% del suministro mundial en 2030. Sumado al bloque no OPEP+, cerca de la mitad del petróleo global quedaría fuera de la influencia directa del cártel.

Los efectos geopolíticos y económicos de esta ruptura no serán homogéneos. Rusia pierde parte de la influencia estratégica que había ganado desde la creación de OPEP+ en 2016. Irak enfrenta problemas fiscales e infraestructuras insuficientes para aumentar exportaciones. Kuwait lidia con el declive gradual del supergigante campo de Burgan. Irán, en plena confrontación regional, queda prácticamente desconectado de la discusión sobre cuotas.

Los importadores asiáticos, los grandes beneficiados

En cambio, los grandes beneficiados podrían ser los importadores asiáticos, que dispondrán de más proveedores compitiendo entre sí y potencialmente de precios más bajos una vez disminuyan las tensiones en Oriente Medio. También salen favorecidas las grandes petroleras internacionales con concesiones en Emiratos, como ExxonMobil, BP, TotalEnergies, Eni o Inpex, que podrán aumentar producción sin las limitaciones anteriores.

El origen del conflicto entre Abu Dabi y la OPEP se remonta a varios años atrás. Emiratos reclamaba que las cuotas reflejaran su capacidad real y no niveles históricos de producción. Aunque obtuvo concesiones parciales en 2023 y 2024, las mejoras resultaron insuficientes frente a la magnitud de sus inversiones. Según estimaciones del sector, los ingresos perdidos por mantener capacidad ociosa pasaron de unos 10.000 millones de dólares en 2018 a cerca de 50.000 millones en los últimos años.

La gran incógnita ahora es quién podría seguir el mismo camino. Kazajistán aparece como el candidato más probable: ha sobrepasado repetidamente sus cuotas, mantiene fuertes inversiones en expansión y ha mostrado crecientes tensiones con la organización. Si Emiratos demuestra que abandonar la OPEP+ resulta comercialmente rentable, otros productores podrían imitar la estrategia.

En definitiva, la salida de Emiratos no es un episodio aislado, sino parte de una transformación más profunda del mercado energético global. El petróleo entra en una nueva etapa dominada menos por la coordinación política y más por la competencia entre capacidades productivas. Un escenario donde los ciclos de precios serán previsiblemente más amplios, impredecibles y volátiles.