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Estados Unidos escala en Irán con bombarderos B-1 y abre un nuevo frente estratégico en Medio Oriente

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El gobierno de Estados Unidos ejecutó este lunes ataques aéreos sobre territorio de Irán con bombarderos B-1 para degradar el programa de misiles del régimen, en una señal de endurecimiento militar tras la muerte del líder supremo Ali Khamenei. El Comando Central de Estados Unidos afirmó que buscará “destruir sus misiles y arrasar con su industria”, mientras el presidente Donald Trump aseguró que las operaciones continuarán “a toda fuerza”, sin descartar un eventual diálogo con un nuevo liderazgo iraní. La decisión consolida una fase abierta de confrontación directa y reconfigura el tablero regional. ¿Se trata de una ofensiva acotada o del inicio de una campaña prolongada?

El instrumento elegido: el B-1 como mensaje político y militar

El uso del bombardero B-1B Lancer no es un dato técnico menor. Diseñado en la Guerra Fría y reconvertido en plataforma exclusivamente convencional, el avión combina autonomía intercontinental —hasta 10.400 kilómetros sin reabastecimiento— con una capacidad de carga cercana a las 34 toneladas. Puede volar a baja cota, modificar la geometría de sus alas y lanzar municiones guiadas como JDAM o misiles de largo alcance como JASSM y LRASM.

En términos estratégicos, su despliegue comunica dos cosas. Primero, que Washington busca capacidad de penetración profunda y ataques de precisión sostenidos. Segundo, que la Casa Blanca opta por un vector de alto impacto simbólico: el B-1 fue protagonista en Irak, Kosovo y Afganistán, y hoy encarna la proyección de poder convencional estadounidense.

El marco institucional es claro. El Pentágono conduce las operaciones bajo el paraguas del Comando Central, mientras la Casa Blanca fija el tono político. El Pentágono rechazó versiones sobre ataques a un portaaviones estadounidense y confirmó que no hubo daños nucleares, en línea con el reporte del Organismo Internacional de Energía Atómica, que descartó niveles de radiación inusuales.

Escalada regional y energía en tensión

La ofensiva no ocurre en el vacío. El conflicto entre Irán, Israel y Estados Unidos ya dejó al menos diez muertos en territorio israelí tras ataques con misiles iraníes. En paralelo, drones alcanzaron la refinería saudí de Ras Tanura y un petrolero en el Mar de Omán. La infraestructura energética volvió a convertirse en objetivo estratégico.

El impacto económico fue inmediato. QatarEnergy suspendió su producción de gas tras ataques iraníes, lo que disparó los precios en Europa un 45%. El frente energético introduce una dimensión global al conflicto: el Golfo Pérsico es un nodo crítico para el flujo de crudo y gas, y cada interrupción reordena expectativas financieras.

El incidente de “fuego amigo” en el que Kuwait derribó por error tres F-15 estadounidenses durante un combate contra drones persas añadió ruido operativo. Aunque los pilotos resultaron ilesos, el episodio exhibe el nivel de fricción en un espacio aéreo saturado.

Correlación de fuerzas y límites políticos

La escalada fortalece a la Casa Blanca en el plano de la iniciativa militar. Trump muestra decisión y capacidad de acción, pero también asume riesgos. Cada bombardeo amplía la posibilidad de represalias y tensiona alianzas regionales. El gobierno del Líbano intentó desmarcarse de las acciones de Hezbollah para evitar que su territorio se convierta en teatro de guerra total, lo que refleja la fragilidad del equilibrio.

En el plano institucional, Washington evita por ahora el terreno nuclear y encuadra la ofensiva como degradación de capacidades misilísticas. Ese encuadre busca sostener legitimidad internacional y contener críticas. La confirmación del OIEA de que no hubo daños en instalaciones nucleares funciona como amortiguador diplomático.

Sin embargo, la combinación de bombardeos estratégicos, infraestructura energética dañada y volatilidad de mercados coloca a la administración ante un dilema clásico: escalar para disuadir o limitarse para evitar un conflicto extendido.

Un escenario en construcción

El uso del B-1 marca un salto cualitativo en la confrontación. No es una incursión táctica aislada, sino la activación de una plataforma pensada para campañas sostenidas. A la vez, la puerta que Trump dejó entreabierta a un diálogo futuro sugiere que la ofensiva también opera como presión negociadora.

En las próximas semanas será clave observar la duración e intensidad de los ataques, la respuesta iraní y el comportamiento del mercado energético. El Mediterráneo oriental ya muestra signos de tensión, con evacuaciones en Chipre ante amenazas aéreas. El conflicto se expande en capas.

La Casa Blanca apuesta a que la demostración de fuerza discipline al adversario y refuerce su posición regional. Pero en Medio Oriente, las operaciones diseñadas para ser quirúrgicas suelen derivar en escenarios más complejos. La magnitud real de esta escalada todavía está en formación.

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Irán activa la sucesión tras la muerte de Alí Jamenei y abre una transición bajo fuego

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La muerte del líder supremo iraní, Alí Jamenei, en medio de los ataques conjuntos de Estados Unidos e Israel, empujó a la República Islámica a una transición inédita desde 1989. La televisión estatal confirmó el fallecimiento del clérigo de 86 años y el gobierno decretó 40 días de luto y siete jornadas feriadas. En paralelo, la Constitución activó un mecanismo automático: un triunvirato interino asumirá mientras la Asamblea de Expertos elige al nuevo líder supremo.

El canciller Abbas Araghchi sostuvo que la designación podría resolverse en “uno o dos días”. La rapidez importa: Irán enfrenta presión militar externa y una prueba interna de cohesión institucional. El dato clave no es solo la vacante en la cúspide del poder, sino quién controla ahora el aparato coercitivo y financiero que sostenía Jamenei, en particular el entramado paraestatal conocido como Setad y su vínculo con la Cuerpo de la Guardia Revolucionaria Islámica (CGRI).

Qué establece el mecanismo constitucional

Irán no elige a su jefe de Estado por voto directo cuando se trata del líder supremo. La Constitución dispone que, ante la muerte del ayatolá, el presidente, el jefe del Poder Judicial y un clérigo del Consejo de Guardianes asuman de forma interina. Ese esquema ya comenzó a operar con el presidente Masoud Pezeshkian en funciones junto a las otras dos autoridades.

La decisión de fondo recae en la Asamblea de Expertos, un cuerpo de 88 clérigos que evalúa candidatos y vota a puerta cerrada. El proceso tiene una particularidad estructural: los postulantes a la propia Asamblea deben ser previamente aprobados por el Consejo de Guardianes, órgano cuyos miembros están, en parte, designados por el líder supremo. Es decir, el sistema concentra la sucesión dentro de un círculo institucional que el propio Jamenei ayudó a moldear.

En términos operativos, esto reduce la incertidumbre procedimental, pero no elimina la disputa política. La votación interna no es pública y el detalle de apoyos no se divulga, lo que limita el escrutinio y refuerza el carácter cerrado del proceso.

Antecedentes y arquitectura de poder

La última transición ocurrió en 1989, cuando, tras la muerte de Ruhollah Jomeini, la Asamblea eligió a Jamenei contra varios pronósticos. Desde entonces, el líder supremo no solo ejerció la jefatura del Estado y el mando en jefe de las Fuerzas Armadas; también acumuló poder informal a través de fundaciones y holdings semiestatales.

Setad, valuado en decenas de miles de millones de dólares según reportes citados en el texto base, expandió inversiones durante su mandato, con miles de millones dirigidos al CGRI. Ese vínculo financiero-militar es central: en un sistema donde religión, política y seguridad convergen, la lealtad del estamento armado resulta determinante para cualquier transición.

En los últimos años, el régimen mostró un giro hacia mayor peso de cuadros vinculados a la Guardia Revolucionaria en posiciones políticas. Esa tendencia condiciona la sucesión y explica por qué, además de clérigos con legitimidad religiosa, aparecen nombres asociados a la seguridad nacional.

Impacto económico y regional: estabilidad en juego

Aunque la norma que regula la sucesión no cambia, el contexto sí altera el impacto económico. Irán es una economía de más de 90 millones de habitantes bajo sanciones y con un programa nuclear en disputa. La muerte del líder en medio de bombardeos introduce un factor de riesgo inmediato:

  • Inversión y riesgo país: la incertidumbre política y la posibilidad de escalada militar elevan la prima de riesgo y enfrían decisiones de inversión, especialmente en energía e infraestructura.
  • Costos y logística: los ataques a instalaciones en la región —incluidos impactos en Dubái y un aeropuerto en Kuwait— amplían el radio del conflicto y pueden afectar rutas comerciales y seguros.
  • Sector energético: cualquier interrupción sostenida en la región tensiona precios y flujos, aun cuando el texto base no consigna cifras concretas.
  • Empleo y actividad interna: siete días feriados y 40 de luto no alteran por sí mismos la estructura productiva, pero sí reflejan un clima de excepcionalidad que incide en consumo y expectativas.

En el plano externo, tanto Donald Trump como Benjamín Netanyahu utilizaron un lenguaje directo sobre la oportunidad de cambio de régimen. Esa señal política agrega volatilidad: si la presión militar continúa, el cálculo económico de Teherán podría priorizar cohesión interna sobre apertura.

Los nombres en danza y la señal política

Entre los mencionados aparecen Mushtaba Jamenei, con influencia y vínculos con la Guardia Revolucionaria; Hassan Jomeini, con legitimidad simbólica y perfil percibido como menos alineado al círculo duro; y Alí Lariyaní, actual secretario del Consejo Supremo de Seguridad Nacional, con trayectoria en negociaciones nucleares y asuntos regionales.

Más allá de los nombres, la señal política relevante es otra: el régimen activó con rapidez los mecanismos constitucionales para proyectar continuidad. No hay, por ahora, ruptura institucional formal. La incógnita radica en si el próximo líder consolidará la línea dura y la centralidad del aparato de seguridad o si buscará recomponer márgenes diplomáticos.

En términos regulatorios, no hay desregulación ni reforma visible; lo que está en juego es la correlación de fuerzas dentro del sistema. Si el peso del CGRI aumenta, la toma de decisiones podría concentrarse aún más en la lógica securitaria. Si emerge un perfil con mayor foco en negociación, la señal al mercado internacional sería distinta.

Una transición que se mide en días

Irán conserva estructuras, fuerzas armadas y capacidad de represalia. Pero perdió a su figura de arbitraje central en el peor momento posible. La elección del sucesor por parte de la Asamblea de Expertos será el primer test de cohesión.

En los próximos meses habrá que observar tres variables para medir el impacto real: la estabilidad del mando militar, la orientación del nuevo líder frente al programa nuclear y la reacción de la calle ante la presión externa. De esa combinación dependerá si la transición se traduce en continuidad del régimen o en un reequilibrio con efectos económicos más profundos.

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El Gobierno ajusta el Plan Gas.Ar para aplicar subsidios focalizados y anualizar el precio del gas

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El Gobierno redefine el Plan Gas.Ar para aplicar subsidios energéticos focalizados y suavizar el impacto estacional del precio del gas

El Poder Ejecutivo Nacional modificó el Plan Gas.Ar 2023-2028 mediante el Decreto 26/2026, publicado el 26 de enero de 2026, con el objetivo de adecuar el esquema de precios del gas natural al nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF). La medida redefine el mecanismo de traslado del precio del gas a la demanda y establece que el Estado nacional asumirá las diferencias —positivas o negativas— entre el Precio Anual Uniforme y el precio de mercado estacional, buscando amortiguar el impacto de los picos de consumo invernales sobre los usuarios residenciales sin alterar la cadena de pagos del sector hidrocarburífero.

El cambio resulta clave en términos económicos, fiscales y regulatorios: consolida la anualización del costo del gas para los usuarios finales, redefine el rol del Estado como compensador de las variaciones estacionales y sienta las bases operativas para la implementación plena del SEF, creado por el Decreto 943/2025, que unificó los subsidios energéticos de jurisdicción nacional.

Un nuevo esquema de precios para compatibilizar el Plan Gas.Ar con los subsidios focalizados

La modificación introducida por el Decreto 26/2026 sustituye el punto 13 del Anexo del Decreto 892/2020, que regula el funcionamiento del Plan Gas.Ar. A partir de ahora, se establece expresamente que el Estado nacional podrá tomar a su cargo el pago mensual de una porción del Precio Anual Uniforme definido por la Autoridad de Aplicación, con el fin de reducir el costo del gas trasladado a los usuarios, conforme a las Reglas Básicas de las Licencias de Distribución de gas por redes.

El texto del nuevo punto 13 precisa que dicho monto “podrá ser igual, inferior o superior al Precio de Mercado que surja de las adjudicaciones de la Subasta, ajustado por el factor del Período Estacional”. Asimismo, determina que el diferencial entre ambos precios, cualquiera sea su signo —positivo o negativo—, estará a cargo del Estado nacional o se deducirá del monto a su cargo, según corresponda.

Este rediseño normativo se apoya en el esquema introducido por el artículo 11 del Decreto 943/2025, que dispuso que las bonificaciones al gas natural, en el marco del SEF, se apliquen exclusivamente sobre el costo promedio ponderado anualizado del precio surgido del Plan Gas.Ar, excluyendo el gas natural licuado (GNL) regasificado y los contratos celebrados fuera de dicho programa.

Fundamentos técnicos y regulatorios: anualización de costos y neutralidad del Plan Gas.Ar

Desde el punto de vista técnico, el decreto reconoce que la adopción de un Precio Anual Uniforme, construido sobre el costo real de abastecimiento del gas, puede generar desvíos temporales respecto del precio de mercado estacional: precios superiores en los meses de verano e inferiores durante el invierno, sin modificar el valor anual total del esquema.

El Ejecutivo subraya que la eliminación del diferencial estacional para el usuario no implica una modificación sustantiva del Plan Gas.Ar ni de los derechos de los productores firmantes, quienes continúan percibiendo el Precio Ofertado ajustado por el factor estacional, conforme a los puntos 4.34 y 14 del Anexo del Decreto 892/2020. En este sentido, se ratifica que el nuevo esquema no altera los compromisos contractuales ni los incentivos a la producción de gas natural.

El decreto también se apoya en el proceso de participación ciudadana llevado adelante por la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, instrumentado a través de las Resoluciones 484/2025 y 592/2025, cuyo informe de cierre fue emitido el 22 de diciembre de 2025 por la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético.

Impacto económico y operativo: usuarios, productores y finanzas públicas

La redefinición del punto 13 del Plan Gas.Ar tiene efectos directos sobre varios actores del sistema energético. Para los usuarios finales, especialmente los de demanda prioritaria, el nuevo esquema busca evitar que el mayor consumo invernal se vea amplificado por la suba estacional del precio del gas, estabilizando las facturas a lo largo del año calendario.

Para los productores de gas, el decreto aclara que las compensaciones derivadas del esquema anualizado pueden resultar positivas en algunos meses y negativas en otros, sin alterar el flujo anual de ingresos. En este marco, el artículo 2° del decreto instruye a la Secretaría de Energía a adecuar el régimen de cálculo de compensaciones previsto en los puntos 62 a 77 del Anexo del Decreto 892/2020, a fin de reflejar correctamente estas variaciones.

Desde la perspectiva fiscal e institucional, el Estado nacional asume explícitamente el rol de amortiguador de las diferencias de precio, lo que refuerza su intervención en la política energética en un contexto de reordenamiento de subsidios. El decreto enfatiza que estas adecuaciones son “impostergables y necesarias” para la implementación inmediata del SEF, conforme al artículo 22 del Decreto 943/2025, y se dicta bajo las facultades del artículo 99, incisos 1 y 3, de la Constitución Nacional, con posterior control parlamentario según la Ley 26.122.

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Trump mira el petróleo venezolano, pero la recuperación demandará años según analistas

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La decisión del presidente de Estados Unidos, Donald Trump, de avanzar sobre el control político y económico de Venezuela tras la detención de Nicolás Maduro reactivó un viejo objetivo estratégico de Washington: el acceso a las mayores reservas de petróleo del mundo. Sin embargo, aunque el mandatario dejó en claro su intención de que empresas estadounidenses lideren la recuperación de la industria petrolera venezolana, los analistas advierten que el costo económico, los riesgos políticos y los plazos de maduración convierten al plan en una apuesta de largo aliento, con impactos limitados en el mercado global en el corto y mediano plazo.

Trump afirmó que Estados Unidos “administrará” el país hasta que se concrete una transición “segura” y sostuvo que las petroleras estadounidenses invertirán miles de millones de dólares para reparar una infraestructura “muy dañada” y “empezar a generar dinero para el país”. El anuncio, de fuerte carga política e institucional, abre interrogantes sobre la viabilidad real de explotar un recurso hoy subutilizado y condicionado por sanciones, deterioro operativo y un escenario político incierto.

Reservas récord, producción mínima y una infraestructura colapsada

Venezuela cuenta con aproximadamente 303.000 millones de barriles de reservas probadas, la mayor cifra a nivel mundial. No obstante, la brecha entre ese potencial y la producción efectiva es significativa. Según el último informe de la Agencia Internacional de Energía, en noviembre el país produjo cerca de 860.000 barriles diarios, apenas un tercio de lo que generaba una década atrás y menos del 1% del consumo mundial de petróleo.

El declive productivo se profundizó desde comienzos de los años 2000, cuando los gobiernos de Hugo Chávez y luego de Nicolás Maduro reforzaron el control estatal sobre PDVSA, lo que derivó en la salida de personal calificado, falta de inversiones y deterioro sostenido de las instalaciones. A ese proceso se sumaron las sanciones estadounidenses, aplicadas inicialmente en 2015 durante la presidencia de Barack Obama por presuntas violaciones a los derechos humanos, que restringieron el acceso a financiamiento, repuestos y tecnología clave.

El verdadero desafío que enfrentan es su infraestructura”, señaló Callum MacPherson, jefe de cotización de materias primas de Investec. Las refinerías, oleoductos y campos petroleros muestran un desgaste acumulado que, según los especialistas, no se resuelve con inversiones puntuales ni en plazos breves.

A esto se suma una característica técnica relevante: el crudo venezolano es mayormente pesado y agrio, más complejo y costoso de refinar que el petróleo “ligero y dulce” que produce Estados Unidos y que resulta más apto para la elaboración de naftas.

Riesgos políticos, sanciones y contratos en suspenso

Más allá del diagnóstico energético, los principales obstáculos para una reactivación a gran escala son de carácter legal y político. Homayoun Falakshahi, analista principal de Kpler, advirtió que las empresas interesadas en operar en Venezuela deberán alcanzar acuerdos con un nuevo gobierno, algo inviable mientras no se consolide un sucesor de Maduro con estabilidad institucional.

Aun si la situación política es estable, es un proceso que tomará meses”, sostuvo Falakshahi, quien remarcó que las compañías estarían arriesgando miles de millones de dólares en un contexto de alta incertidumbre. Antes de iniciar inversiones significativas, las petroleras necesitarían firmar contratos con el nuevo gobierno, definir marcos regulatorios y garantizar seguridad jurídica.

En paralelo, Estados Unidos incautó dos buques petroleros frente a las costas venezolanas e impuso un bloqueo a la entrada y salida de buques cisterna sancionados, lo que añade presión sobre los flujos de exportación y refuerza el carácter coercitivo de la estrategia.

Los analistas coinciden en que restablecer los niveles históricos de producción demandará decenas de miles de millones de dólares y podría llevar hasta una década, incluso bajo condiciones políticas favorables. Neil Shearing, analista jefe de Capital Economics, consideró que los planes de Trump tendrán un impacto limitado sobre el suministro global y, por lo tanto, sobre los precios internacionales del crudo.

“El plazo de tiempo de lo que va a suceder es muy largo”, señaló Shearing, quien estimó que en 2026 los precios del petróleo mostrarán muy pocos cambios asociados a Venezuela. Incluso si el país lograra recuperar una producción cercana a tres millones de barriles diarios, seguiría fuera del grupo de los diez principales productores del mundo.

El interés de las petroleras y una apuesta de largo plazo

En este escenario, Chevron es la única petrolera estadounidense que permanece activa en Venezuela, tras recibir una licencia de operación en 2022 durante la presidencia de Joe Biden, a pesar de las sanciones vigentes. La compañía es responsable de aproximadamente una quinta parte de la producción venezolana y afirmó que su prioridad es la seguridad de sus empleados y el cumplimiento de “todas las leyes y regulaciones relevantes”.

El resto de las grandes firmas mantiene silencio público, aunque los analistas señalan que internamente evalúan la oportunidad. “El apetito de ir a alguna parte está vinculado a dos factores principales: la situación política y los recursos sobre el terreno”, explicó Falakshahi, quien consideró que, pese a la incertidumbre, “la ganancia potencial podría ser demasiado grande para eludirla”.

En la misma línea, el ex director ejecutivo de BP, John Browne, definió la reactivación petrolera venezolana como un “proyecto a muy largo plazo”. “La gente subestima el tiempo que se demora hacer las cosas. Alinear recursos, materiales y personal lleva muchísimo tiempo”, afirmó, y advirtió que incluso podría darse una caída inicial de la producción mientras la industria se reorganiza.

Para Browne, sin embargo, el atractivo estratégico persiste: “Como oportunidad de negocio, si estás dirigiendo una compañía, vas a querer involucrarte muy rápidamente”. Aun así, el consenso entre los expertos es claro: el petróleo de Venezuela representa una promesa enorme, pero su explotación efectiva exigirá estabilidad política, inversiones masivas y una paciencia que excede ampliamente los tiempos de la coyuntura.

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Con precios en mínimos, la OPEP+ extiende el freno a la producción hasta marzo

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En un escenario global atravesado por conflictos políticos, caída de precios y señales de desaceleración económica, la OPEP+ resolvió mantener sin cambios los niveles de producción de petróleo al menos hasta fines de marzo, una decisión que busca contener la volatilidad del mercado energético y evitar un agravamiento del exceso de oferta. La definición se adoptó este fin de semana durante una breve videoconferencia celebrada el 4 de enero y ratifica una estrategia de cautela frente a un contexto internacional cada vez más incierto.

El cartel, que reúne a la Organización de Países Exportadores de Petróleo y a sus aliados, sostiene así el esquema acordado en noviembre, cuando decidió pausar los aumentos de oferta que se venían aplicando desde abril de 2025. La extensión de esa pausa hasta los primeros tres meses de 2026 refuerza el mensaje de estabilidad en un mercado golpeado por la mayor caída anual de precios desde la pandemia.

Precios en retroceso y temor a un superávit récord

La reunión contó con la participación de ocho productores clave: Arabia Saudita, Rusia, Emiratos Árabes Unidos, Kazajstán, Kuwait, Irak, Argelia y Omán. En conjunto, estos países representan cerca de la mitad de la producción mundial de petróleo, por lo que cualquier ajuste en sus cuotas tiene impacto directo sobre el equilibrio global de oferta y demanda.

El contexto que rodea la decisión es particularmente adverso. Durante 2025, el precio del crudo acumuló una caída superior al 18%, la mayor en un solo año desde la crisis del COVID-19. Al inicio de esta semana, los futuros del Brent cotizaban en torno a los 60,52 dólares por barril, con una baja diaria del 0,4%, mientras que el West Texas Intermediate (WTI) operaba en 57,11 dólares, también con un retroceso del 0,4%.

Según analistas y agencias internacionales, el mercado enfrenta una combinación de factores negativos: amplios stocks a nivel mundial, crecimiento sostenido de la producción fuera de la OPEP+ y una demanda que muestra signos de moderación, especialmente en grandes consumidores como China. En ese marco, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) proyecta un posible superávit récord de petróleo en 2026 si se mantiene la actual dinámica de expansión de la oferta.

Venezuela, sanciones y un impacto acotado en los precios

Aunque la situación de Venezuela no fue abordada formalmente durante la videoconferencia, los acontecimientos recientes en ese país se mantienen como un factor de presión latente sobre el mercado. Venezuela, miembro de la OPEP, atraviesa una compleja coyuntura tras la captura de su presidente, Nicolás Maduro, por fuerzas estadounidenses durante el fin de semana, y la posterior confirmación de que el embargo estadounidense sobre todo el petróleo venezolano sigue plenamente vigente.

El país sudamericano posee cerca del 17% de las reservas mundiales de petróleo, equivalentes a 303.000 millones de barriles, según el Instituto de Energía de Londres, por delante incluso de Arabia Saudita. Sin embargo, su producción actual dista mucho de ese potencial. De haber alcanzado picos de 3,5 millones de barriles diarios en la década de 1970 —más del 7% de la producción mundial—, cayó por debajo de los 2 millones en la década de 2010 y promedió unos 1,1 millones el año pasado. Actualmente, produce alrededor de 800.000 barriles diarios.

Analistas consultados por Reuters señalaron que, incluso si se produjera una interrupción temporal de las exportaciones venezolanas, el impacto inmediato sobre los precios sería limitado. Más del 80% del crudo venezolano se destina a China, que cuenta con amplias reservas estratégicas. “Incluso aunque las exportaciones venezolanas se interrumpan de forma temporal, más del 80% se destinan a China, que ha acumulado amplias reservas”, explicó Kazuhiko Fuji, consultor del Instituto de Investigación de Economía, Comercio e Industria de Japón.

En un mercado global con abundante oferta, los inversores continúan evaluando el escenario venezolano, aunque los valores de referencia se mantienen volátiles más por expectativas que por efectos concretos sobre los flujos de suministro.

Producción futura y presión estructural sobre el mercado

Las proyecciones a mediano y largo plazo refuerzan la cautela de la OPEP+. Un informe de JP Morgan, elaborado por la analista Natasha Kaneva, estimó que, bajo un escenario de transición política, Venezuela podría elevar su producción a entre 1,3 y 1,4 millones de barriles diarios en un plazo de dos años y alcanzar hasta 2,5 millones en la próxima década.

Sin embargo, los analistas de Goldman Sachs advirtieron que cualquier recuperación de la producción venezolana sería gradual y demandaría inversiones significativas. En una nota fechada el 4 de enero, el equipo liderado por Daan Struyven estimó que, si Venezuela lograra aumentar su producción hasta los 2 millones de barriles diarios, los precios del petróleo podrían caer unos 4 dólares por barril hacia 2030.

A corto plazo, Goldman sostuvo que las perspectivas dependen en gran medida de la evolución de la política de sanciones de Estados Unidos. “Vemos riesgos ambiguos, pero modestos, para los precios del petróleo a corto plazo procedentes de Venezuela”, indicaron. Para 2026, la entidad mantuvo sin cambios sus previsiones: un precio promedio del Brent de 56 dólares por barril y del WTI de 52 dólares, con una producción venezolana estable en torno a los 900.000 barriles diarios.

En este contexto, la decisión de la OPEP+ de sostener la producción por al menos tres meses más aparece como una señal de prudencia frente a un mercado frágil, atravesado por tensiones geopolíticas, cambios estructurales en la demanda y una creciente competencia de productores no miembros como Estados Unidos, Brasil, Canadá y Guyana. La próxima reunión del grupo, prevista para el 1 de febrero, será clave para evaluar si esta estrategia de contención se mantiene o si el cartel opta por ajustar sus cuotas ante un escenario que sigue siendo altamente volátil.

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