EAU abandonará la OPEP y la OPEP+ a partir del 1 de mayo de 2026
El 28 de abril de 2026, Emiratos Árabes Unidos (EAU) comunicó a través de su agencia estatal WAM su retirada de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y de la alianza ampliada OPEP+, con efecto desde el 1 de mayo. Con casi 60 años de pertenencia al grupo, el país produce alrededor de 3,6 millones de barriles diarios, cerca del 12% del bombeo total de la OPEP, lo que lo sitúa como tercer productor del cártel tras Arabia Saudí e Irak.
Tras la salida, el número de miembros de la OPEP pasará de 12 a 11, y la cuota del organismo en el suministro mundial de crudo bajará de aproximadamente el 30% a en torno al 26%. Se trata de la retirada de mayor peso registrada por la organización en los últimos años.
De los orígenes a un actor clave en 60 años
La OPEP se fundó en 1960 por Irán, Irak, Kuwait, Arabia Saudí y Venezuela con el objetivo de coordinar la producción y defender los intereses de los exportadores. Abu Dabi se incorporó en 1967 como entidad independiente y, cuatro años después, los EAU heredaron el asiento al constituirse como Estado.
Desde entonces, el país amplió de forma notable su presencia energética mediante grandes inversiones de Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC). Sus reservas probadas se sitúan hoy en 113.000 millones de barriles, sexto puesto mundial y cerca del 6% del total global. Ya en la década de 2020, la producción se estabilizó alrededor de 3,6 millones de barriles diarios y marcó un máximo histórico cercano a 4,12 millones en 2022. ADNOC mantiene su plan de expansión para elevar la capacidad a 5 millones de barriles diarios en 2027, con inversiones acumuladas superiores a 150.000 millones de dólares. El aumento de capacidad, no siempre puede traducirse en más ventas, por el peso de las cuotas.
Cuotas frente a capacidad: un pulso de largo recorrido
El pilar operativo de la OPEP es el sistema de cuotas. Cada país recibe un techo de producción según capacidad, historial y previsiones de mercado. La disciplina ayuda a estabilizar precios en fases de tensión, pero limita ingresos en productores con expansión rápida.
En el caso de EAU, la cuota más reciente ronda los 3,41 millones de barriles diarios, mientras la producción real ha llegado a aproximarse a 4,85 millones, un diferencial de unos 1,4 a 2 millones de barriles al día. Con precios internacionales de 70 a 80 dólares por barril, esa capacidad contenida equivaldría a una pérdida potencial anual de ingresos de 46.000 a 58.000 millones de dólares.
El choque alcanzó su punto álgido en 2021. Con la demanda recuperándose tras la COVID-19, el grupo debatía si mantener recortes y EAU rechazó la cuota vigente, exigiendo elevar su base de 3,2 a 3,8 millones. Las negociaciones se atascaron dos semanas, hasta que Arabia Saudí aceptó un aumento de la cuota emiratí a 3,65 millones. Desde entonces, EAU ha superado con frecuencia su objetivo operativo, y en 2024 se volvió habitual producir cientos de miles de barriles diarios por encima.
Antecedentes de salidas, pero no a esta escala
La OPEP ha vivido retiradas previas. Indonesia entró en 1962, salió y regresó, y volvió a marcharse en 2016. Ecuador se retiró en 2019. Catar dejó la organización en 2019 tras convertirse en el mayor exportador mundial de GNL, alegando un giro estratégico hacia el gas. Angola se marchó en 2024, también por desacuerdos con el reparto de cuotas.
El caso emiratí destaca por volumen. Cuando salió Catar producía unos 600.000 barriles diarios, Angola alrededor de 1,1 millones, frente a los casi 3,6 millones de EAU, varias veces la producción conjunta de quienes abandonaron en episodios anteriores. Con una economía más diversificada y menor dependencia de precios altos para cuadrar el presupuesto, el país tiende a priorizar volumen sobre precio.
La guerra altera el ritmo, no el fondo
El 28 de febrero de 2026, Estados Unidos e Israel lanzaron ataques militares contra Irán y el conflicto se extendió rápidamente por el Golfo. El estrecho de Ormuz, ruta clave por la que transita cerca de una quinta parte del crudo y del GNL mundial, ha quedado de facto cerrado con la escalada. El impacto sobre las exportaciones emiratíes fue inmediato.
EAU dispone de un oleoducto terrestre para sortear Ormuz, con capacidad máxima de unos 1,8 millones de barriles diarios, insuficiente para compensar el bloqueo marítimo. En marzo de 2026, la producción cayó hasta aproximadamente 1,9 a 2,34 millones de barriles al día, un descenso del 35% al 47% frente al nivel previo de 3,6 millones. En el mismo periodo, Arabia Saudí retrocedió alrededor del 23%, mientras Irán, parte del conflicto, registró una caída de solo un 6%.
Según la Agencia Internacional de la Energía, la cuota de la OPEP+ en la producción global bajó de aproximadamente el 48% en febrero de 2026 al 44% en marzo, con nuevos descensos previstos en abril y un recorte adicional en mayo cuando la salida emiratí sea efectiva.
El ministro de Energía de EAU, Suhail AlMazrouei, afirmó que la decisión responde a una evaluación integral de la política petrolera y de la capacidad actual y futura del país, y que las consideraciones se adoptaron antes del actual deterioro geopolítico.
Qué cambia en la arquitectura de la OPEP
La relevancia práctica de la retirada se mide por la capacidad ociosa. Ese margen, que puede activarse con rapidez, es uno de los principales estabilizadores del mercado ante shocks de oferta. A escala global, la capacidad ociosa efectiva se estima en 4 a 5 millones de barriles diarios, concentrada en buena parte en Arabia Saudí y EAU.
Con la salida, la porción emiratí deja de estar condicionada por cuotas y puede gestionarse fuera del sistema de decisiones de la OPEP. EAU era el único miembro, además de Arabia Saudí, con una capacidad ociosa relevante; su marcha reduce la capacidad de control del grupo y estrecha el margen de coordinación en un contexto de avances de productores no OPEP, especialmente Estados Unidos.
Estados Unidos supera actualmente los 13 millones de barriles diarios, por encima de los aproximadamente 9 millones de Arabia Saudí, lo que ha debilitado el poder de negociación del cártel en los últimos años. Arabia Saudí quedará prácticamente como el único miembro con gran capacidad ociosa, con más carga para gestionar el mercado y menos apoyos movilizables.
Reacción del petróleo el día del anuncio
Tras conocerse la noticia, los futuros del Brent bajaron de forma puntual, pero acabaron subiendo cerca de un 2% respecto al cierre previo y cotizaron por encima de 111 dólares por barril. Con Ormuz todavía bloqueado y EAU sin capacidad de elevar exportaciones a corto plazo, el efecto inmediato sobre la oferta es prácticamente nulo. El precio sigue dominado por el riesgo geopolítico y se mantiene más de un 50% por encima de los niveles previos a la guerra en febrero de 2026.
A medio y largo plazo, una normalización del estrecho elevaría la probabilidad de aumentos de producción independientes por parte de EAU, con presión bajista sobre los precios. El mercado de futuros ha reaccionado con cautela a ese horizonte. Si el país alcanza su objetivo de 5 millones de barriles diarios de capacidad y eleva de forma significativa el bombeo, el incremento de oferta equivaldría a alrededor del 1% al 2% de la demanda global, un tamaño suficiente para mover precios en un entorno de equilibrio entre oferta y demanda.
Hoja de ruta tras la salida
Una vez fuera, EAU podrá fijar su producción sin límites de cuota. El calendario dependerá de la reapertura de Ormuz, del avance del plan de expansión de ADNOC y de la demanda en los principales mercados de consumo.
ADNOC ha intensificado la inversión upstream en los últimos años y la capacidad recuperable se acerca a 4,85 millones de barriles diarios. El objetivo de 5 millones en 2027 estaba definido desde hace tiempo; la salida permite que esa capacidad pueda trasladarse al mercado sin restricciones.
EAU cuenta además con el oleoducto de Habshan, que conecta campos interiores con el puerto de Fuyaira y desemboca en el golfo de Omán, evitando Ormuz, con una capacidad máxima de unos 1,5 a 1,8 millones de barriles diarios. Mientras no se normalice el tránsito por el estrecho, esta infraestructura seguirá siendo la vía exportadora limitada del país y no permite sostener un aumento pleno de producción.
Un informe del Banco Mundial señala que la pérdida de oferta derivada del conflicto en Irán es la mayor registrada, prevé que los precios energéticos globales suban aproximadamente una cuarta parte este año y estima que harán falta seis meses para que el estrecho recupere niveles previos a la guerra. Ese plazo será clave para que EAU ajuste su ritmo y ejecute una subida significativa de producción.
