Según informa El Economista de Serbia, la Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC) del Ministerio de Hacienda de EE. UU. ha prorrogado la licencia operativa de la empresa petrolera serbia NIS hasta el 30 de octubre de 2026, lo que permite a la empresa continuar con sus actividades actuales tras la expiración de la autorización anterior el 30 de septiembre.
La prórroga de la licencia significa que NIS podrá continuar con sus actividades operativas, en particular la compra y el refinado de petróleo, la producción de productos petrolíferos y su suministro al mercado serbio.
NIS se ha visto afectada por las sanciones estadounidenses debido a la estructura de propiedad de la empresa y a la participación de capital ruso. Las estructuras de «Gazprom» y «Gazprom Neft» siguen siendo los principales accionistas rusos, mientras que el Estado serbio posee una importante participación minoritaria.
Para Serbia, la cuestión de la actividad de NIS reviste una importancia estratégica. La empresa gestiona la única refinería de petróleo del país, situada en Pančevo, y la mayor red de gasolineras, además de ocupar una posición clave en el suministro de productos petrolíferos al mercado nacional.
El presidente de Serbia, Aleksandar Vučić, ha declarado en repetidas ocasiones que Belgrado está negociando con la parte estadounidense para garantizar el funcionamiento ininterrumpido de NIS y, al mismo tiempo, encontrar una solución a largo plazo al problema de la propiedad rusa.
La prórroga de la licencia de explotación por un mes más elimina el riesgo inmediato de que la empresa cese su actividad a principios de octubre, aunque no resuelve definitivamente el problema de las sanciones. De hecho, Belgrado y los accionistas de NIS han obtenido un plazo adicional para buscar un modelo de cambio de estructura de propiedad que resulte aceptable para la OFAC.
Por otra parte, continúan las negociaciones sobre la posible venta de la participación rusa. A lo largo de 2026, entre los posibles participantes en el futuro acuerdo figuraban la húngara MOL y la empresa ADNOC de los Emiratos Árabes Unidos, aunque la estructura definitiva de un posible acuerdo aún no se ha acordado.
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Según informa Experts Club, el mercado mundial del petróleo ha entrado en una fase de crisis de combustible a gran escala tras más de medio año de reducción de las reservas comerciales de petróleo y derivados, mientras que las posibilidades de seguir recurriendo a las reservas estratégicas son cada vez más limitadas, escribe The Wall Street Journal citando a los directivos de las mayores petroleras estadounidenses.
Según señala la publicación, las petroleras estadounidenses llevan varios meses advirtiendo de que la restricción prolongada de los suministros a través del estrecho de Ormuz acabaría provocando un déficit de combustible. Ahora, según sus estimaciones, ese momento ha llegado.
Las reservas comerciales de combustible en todo el mundo llevan más de seis meses reduciéndose. Al mismo tiempo, los Estados ya han utilizado activamente las reservas estratégicas para contener los precios, por lo que el volumen de oferta adicional disponible se ha reducido considerablemente. El WSJ subraya que no se trata de un agotamiento físico de las reservas estatales, sino de que el margen para nuevas intervenciones a gran escala se está reduciendo significativamente.
El presidente de Chevron, Mike Wirth, ya declaró el 11 de septiembre que las reservas y otros mecanismos que durante varios meses habían frenado el aumento de los precios del petróleo «ya habían surtido efecto en gran medida». Según él, a principios de año las reservas comerciales mundiales de petróleo se encontraban en niveles elevados, pero en septiembre se habían reducido considerablemente.
El ataque al oleoducto East-West en Arabia Saudí, que permite exportar petróleo sin pasar por el estrecho de Ormuz, supuso un golpe adicional para el mercado. Según las estimaciones de los analistas, tras su paralización, desaparecieron del mercado al menos 2,5 millones de barriles de petróleo al día.
La Agencia Internacional de la Energía (AIE) también confirma los problemas de suministro. La agencia califica lo que está ocurriendo como la mayor interrupción del suministro de petróleo en la historia del mercado mundial. Antes de la crisis del estrecho de Ormuz, por él pasaban diariamente unos 15 millones de barriles de crudo y otros 5 millones de barriles de productos petrolíferos, lo que en conjunto representaba aproximadamente el 20 % del consumo mundial de petróleo.
Para estabilizar el mercado, los países miembros de la AIE acordaron ya en marzo la liberación de reservas de emergencia —400 millones de barriles de petróleo—, la mayor de la historia de la agencia. Sin embargo, a medida que la crisis se prolonga, este mecanismo de reserva se está volviendo menos eficaz.
Según los últimos datos disponibles de la AIE, solo desde el inicio de la crisis de Oriente Próximo hasta finales de julio, las reservas mundiales observadas de petróleo se redujeron en aproximadamente 410 millones de barriles, lo que supone una media de 2,7 millones de barriles al día. El volumen total de reservas cayó por debajo de los 7.900 millones de barriles por primera vez desde abril de 2025.
La situación es especialmente tensa en el mercado del gasóleo y del combustible de aviación. La AIE señala una fuerte reducción de los suministros internacionales de productos petrolíferos y un aumento récord de los márgenes de refino. Las exportaciones de gasóleo procedentes de Rusia, los países de Oriente Próximo y Asia fueron aproximadamente 1,3 millones de barriles al día inferiores al nivel del año pasado, lo que equivale aproximadamente a una quinta parte del comercio marítimo mundial de gasóleo.
Existe un riesgo adicional relacionado con China. En los meses anteriores, el país redujo sus importaciones y utilizó parcialmente sus propias reservas acumuladas, lo que contribuyó a limitar la demanda mundial. Sin embargo, en agosto, las refinerías chinas ya refinaban más petróleo del que proporcionaban las importaciones actuales y la producción nacional, por lo que el país comenzó a consumir sus reservas de forma más intensa.
En este contexto, el petróleo Brent vuelve a cotizar por encima de los 100 dólares por barril. Tras un nuevo ataque contra la infraestructura saudí, el 15 de septiembre las cotizaciones del Brent subieron hasta aproximadamente 107,5 dólares por barril, y las del WTI, por encima de los 103 dólares.
La AIE señala que el principal factor capaz de estabilizar rápidamente el mercado es el restablecimiento del tráfico pleno de petróleo y productos petrolíferos a través del estrecho de Ormuz. Sin ello, la economía mundial seguirá siendo vulnerable a nuevas interrupciones, ya que gran parte de las reservas que permitieron superar los primeros meses de la crisis ya se han agotado.
Fuente original: artículo de The Wall Street Journal titulado «Oil Executives Say the Great Fuel Crisis Is Here», del 15 de septiembre de 2026.
Este miércoles, los precios del oro bajan ante la subida de los precios del petróleo, lo que ha agravado los temores sobre una aceleración de la inflación y un endurecimiento de la política monetaria en EE. UU.
Los futuros del metal precioso con entrega en diciembre en la Comex bajaron un 0,9 %, hasta los 4 356,6 dólares por onza, lo que supone el mínimo desde el 6 de agosto.
«La incertidumbre geopolítica está impulsando al alza los precios del petróleo, lo que agrava los riesgos inflacionistas y la presión sobre la Reserva Federal para que suba los tipos de interés, lo que contribuye al fortalecimiento del dólar y acentúa los factores desfavorables para el oro», afirmó Nikos Tsabouras, de Tradu.com (perteneciente a Jefferies).
Los operadores esperan cada vez más un endurecimiento de la política monetaria por parte del banco central estadounidense. A juzgar por las cotizaciones de los futuros sobre los tipos de interés, el mercado estima actualmente en un 68 % la probabilidad de que la Reserva Federal suba los tipos en septiembre, según datos de CME FedWatch.
El índice DXY calculado por ICE, que muestra la evolución del dólar frente a seis divisas (el euro, el franco suizo, el yen, el dólar canadiense, la libra esterlina y la corona sueca), sube un 0,2 % y se sitúa en su máximo de las últimas dos semanas. El fortalecimiento del dólar afecta negativamente a la demanda de metales preciosos por parte de los tenedores de otras divisas.
El precio de la plata cae un 1,7 %, hasta los 64,24 dólares por onza, y el del platino, un 2,5 %, hasta los 1721,6 dólares por onza.
Según informa El Economista Serbio, la Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC) del Ministerio de Hacienda de EE. UU. ha renovado a la empresa croata JANAF una licencia especial que le permite seguir transportando petróleo crudo para la empresa serbia NIS hasta el 30 de septiembre de 2026.
La empresa ha comunicado que ha obtenido la prórroga de la licencia gracias a la colaboración del Gobierno de Croacia y de asesores jurídicos estadounidenses. La autorización permite seguir cumpliendo el contrato vigente con NIS en el marco del régimen de sanciones estadounidense.
De este modo, el suministro de crudo a través del oleoducto del Adriático podrá prolongarse al menos un mes más. El crudo llega por vía marítima a la terminal de JANAF en Omišalj, en la isla de Krk, tras lo cual se transporta por el sistema de oleoductos hacia Serbia y se utiliza en la refinería de NIS en Pančevo.
Para Serbia, esta decisión reviste una importancia crucial. La refinería de Pančevo es la única gran planta de refino del país y cubre alrededor del 80 % de las necesidades del mercado serbio en productos petrolíferos. La capacidad nominal de la planta es de hasta 4,8 millones de toneladas de refino al año.
La propia NIS obtuvo una licencia especial independiente el 28 de agosto. Esta licencia también es válida hasta el 30 de septiembre y permite a la empresa continuar con el refinado de petróleo, la importación de crudo, las transacciones financieras, el mantenimiento técnico y otras operaciones necesarias para garantizar un suministro estable al mercado.
La prórroga de la licencia reviste especial importancia ante los problemas con los canales de suministro alternativos. Debido al bajo nivel del agua en el Danubio, las posibilidades de importar combustible en barcazas se han reducido considerablemente durante el verano. En julio, la importación de combustible por esta ruta representó solo alrededor de una cuarta parte del volumen previsto, lo que ha acentuado la dependencia de Serbia del funcionamiento de la refinería de Pančevo y de los suministros a través de JANAF.
NIS y JANAF están vinculadas por un contrato de tres años para el transporte de hasta 10 millones de toneladas de crudo, vigente hasta diciembre de 2026. Los volúmenes reales de suministro dependen de la cantidad de petróleo que NIS adquiera y entregue en la terminal de Omišalj.
La cuestión principal ahora radica en el cambio de la estructura de propiedad de NIS. La húngara MOL está negociando con «Gazprom Neft» la compra de una participación rusa del 56,15 %. El posible acuerdo se considera una forma a largo plazo de sacar a NIS del ámbito de las restricciones sancionadoras estadounidenses. Para las negociaciones, la OFAC también ha concedido varias autorizaciones temporales.
Las sanciones estadounidenses contra NIS comenzaron a aplicarse plenamente en octubre de 2025 debido al control ruso sobre la empresa. Posteriormente, la OFAC concedió en repetidas ocasiones licencias temporales, lo que permitió a Serbia mantener el funcionamiento de la refinería y el suministro de petróleo a través de Croacia durante el periodo de negociaciones sobre la venta de la participación rusa.
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La Unión Europea ha creado un mecanismo jurídico que permite a los Estados miembros vender petróleo ruso que haya sido previamente incautado y confiscado en el marco de la lucha contra la elusión de las sanciones.
La disposición correspondiente figura en el Reglamento del Consejo de la UE n.º 2026/1848, de 23 de julio de 2026, por el que se formalizó el 21.º paquete de sanciones contra Rusia. El documento hace referencia a la necesidad de proporcionar a las autoridades nacionales competentes la posibilidad de disponer de forma segura de los cargamentos de petróleo ruso que incauten y confisquen. La gestión de la carga puede incluir su venta a terceros.
No obstante, la nueva norma no otorga a las autoridades de los países de la UE el derecho automático a detener cualquier petrolero por el mero hecho de que transporte petróleo de origen ruso. En primer lugar, el Estado debe disponer de fundamentos legales para detener el buque y confiscar la carga —por ejemplo, el incumplimiento del régimen de sanciones, la falta de pabellón válido, la presentación de documentos falsos u otras infracciones del Derecho europeo, nacional o internacional.
El nuevo reglamento establece, ante todo, lo que las autoridades pueden hacer con la carga tras su confiscación legal. Una vez concluido el procedimiento de incautación, el antiguo propietario no adquiere automáticamente el derecho a los ingresos derivados de la venta de la carga. Sin embargo, el reglamento no establece un procedimiento único para todos los países de la UE en cuanto a la distribución de los ingresos ni prevé su transferencia automática a Ucrania. Dichas decisiones dependerán de la legislación nacional y del caso concreto.
Según datos de Euractiv, la medida está dirigida principalmente a las cargas de los buques utilizados para eludir las sanciones petroleras de la UE. La posibilidad de venta debe resolver un problema práctico: el petróleo incautado debe descargarse, almacenarse y venderse de forma segura, lo que conlleva gastos considerables y riesgos medioambientales.
Este mecanismo forma parte del 21.º paquete de sanciones de la UE, adoptado el 23 de julio. El paquete también intensifica la presión sobre el sector petrolero ruso, los comerciantes y la flota clandestina, y suspende la revisión automática del precio máximo del petróleo ruso hasta el 15 de julio de 2027.
En la práctica, la nueva norma puede facilitar a los Estados miembros de la UE la realización de operaciones contra buques sospechosos de eludir las sanciones. No obstante, cada detención y confiscación debe tener un fundamento jurídico propio, y los propietarios de los buques y de la carga podrán impugnar dichas decisiones ante los tribunales nacionales e internacionales.
Irak estimó en aproximadamente 200.000 millones de dólares el valor total de los contratos y acuerdos celebrados con empresas energéticas estadounidenses durante la visita realizada en julio a Estados Unidos por el primer ministro Ali al-Zaidi.
Así lo informó el 21 de julio el ministro de Petróleo de Irak, Basim Mohammed Khudair. Según sus palabras, los proyectos deben aumentar la capacidad de extracción del país, ampliar el procesamiento del gas asociado e incorporar tecnologías estadounidenses a la industria del petróleo y el gas. El ministro estimó la capacidad de producción actual de Irak en 4,8 millones de barriles de petróleo diarios.
El paquete anunciado incluye siete acuerdos clave relacionados con el desarrollo de yacimientos, la gestión de activos de petróleo y gas, la modernización de la infraestructura energética y la búsqueda de nuevas rutas de exportación.
Al mismo tiempo, la estimación de 200.000 millones de dólares todavía no significa que toda la suma ya se haya formalizado como inversiones de capital obligatorias. El paquete incluye contratos, acuerdos marco, memorandos y acuerdos preliminares. Los volúmenes finales de inversión dependerán de los resultados de los estudios técnicos, las negociaciones comerciales, la aprobación de las condiciones de financiación y la obtención de las autorizaciones regulatorias.
Chevron amplía su presencia en Irak
La empresa estadounidense Chevron se ha convertido en uno de los participantes centrales de la nueva cooperación energética.
La compañía negocia su participación en la explotación del yacimiento West Qurna-2, uno de los mayores activos petroleros de Irak, así como el desarrollo del yacimiento de Nasiriyah. Anteriormente, las partes firmaron documentos preliminares sobre Nasiriyah, el yacimiento de Balad y varios bloques de exploración en la provincia de Dhi Qar.
Durante una reunión con la dirección de Chevron, el primer ministro iraquí instó a la empresa a acelerar las inversiones en la extracción de petróleo y gas y en la construcción de refinerías, plantas petroquímicas, oleoductos y depósitos.
La parte iraquí manifestó su disposición a asignar terrenos y acelerar las aprobaciones administrativas para grandes proyectos energéticos. Chevron, por su parte, expresó su interés en los yacimientos del sur del país y en el desarrollo de infraestructuras para el almacenamiento y la exportación de materias primas.
Los acuerdos sobre West Qurna-2 y Nasiriyah todavía tienen un carácter predominantemente preliminar. Antes de la firma de los contratos definitivos, Chevron deberá estudiar los datos geológicos, técnicos y comerciales de los proyectos.
Halliburton se ocupará de los yacimientos de Bin Umar y Sindbad
La empresa estadounidense de servicios petroleros Halliburton recibió un contrato de la compañía estatal Basra Oil Company para la gestión integral del desarrollo de los yacimientos de petróleo y gas de Bin Umar y Sindbad, situados en el sur de Irak.
El contrato contempla la prestación de servicios de gestión integrada de los yacimientos, así como el acompañamiento del diseño, las adquisiciones y la construcción de la infraestructura necesaria.
La participación de Halliburton debe ayudar a Irak a aumentar la extracción de petróleo y gas de los activos existentes, introducir métodos modernos de gestión de yacimientos y reducir las pérdidas tecnológicas.
También se celebró otro acuerdo con la empresa estadounidense HKN Energy para el desarrollo del yacimiento de Himrin, situado en el norte del país. El Gobierno de Irak aprobó este proyecto en el marco de un programa más amplio para atraer empresas estadounidenses a los sectores del petróleo, el gas y la energía eléctrica.
Irak busca rutas alternativas para exportar petróleo
Uno de los objetivos estratégicos de Bagdad es reducir su dependencia de las rutas que atraviesan el golfo Pérsico y el estrecho de Ormuz.
Las recientes crisis regionales han demostrado la vulnerabilidad de Irak, cuya mayor parte de las exportaciones de petróleo pasa por las terminales del sur. Las restricciones a la navegación y las interrupciones de las exportaciones repercuten directamente en la extracción, los ingresos presupuestarios y la capacidad del Estado para financiar proyectos de infraestructura.
Irak estudia ampliar los suministros a través del puerto turco de Ceyhan y crear una ruta hacia el mar Mediterráneo a través de Siria. Las partes iraquí y siria discutieron anteriormente el transporte de petróleo hasta el puerto de Baniyas, incluida la posibilidad de restaurar la infraestructura existente o construir un nuevo sistema de oleoductos.
Chevron también estudia la posibilidad de participar en proyectos de oleoductos de exportación y depósitos. Si se ejecutan, permitirán conectar los yacimientos petroleros del sur y el norte de Irak con terminales marítimas alternativas y reducir la dependencia del país del estrecho de Ormuz.
Sin embargo, estos proyectos requerirán acuerdos interestatales, inversiones a gran escala y garantías de seguridad. La restauración de los oleoductos a través de Siria se ve complicada por el estado de la infraestructura y la necesidad de garantizar la protección de la ruta a lo largo de todo su recorrido.
Bagdad se orienta hacia el capital estadounidense
Los acuerdos actuales reflejan un giro más amplio de la política energética de Irak hacia Estados Unidos.
En los últimos años, las empresas chinas obtuvieron una parte significativa de los nuevos proyectos de petróleo y gas del país. Grandes activos también se encontraban bajo la gestión de operadores rusos y europeos.
El Gobierno de Ali al-Zaidi declaró su intención de dar prioridad a empresas estadounidenses de reconocido prestigio en los sectores de la energía, las telecomunicaciones y la tecnología. Para facilitar su entrada en el mercado, las autoridades comenzaron a revisar determinados requisitos administrativos y a reforzar la seguridad de las instalaciones petroleras.
Para Irak, esta cooperación debe garantizar el acceso a inversiones, tecnologías, equipos para servicios petroleros y apoyo político de Washington. Para las empresas estadounidenses, el país resulta atractivo gracias a sus grandes reservas de petróleo, su industria gasística insuficientemente desarrollada y su necesidad de modernizar las infraestructuras.
El crecimiento de la extracción está limitado por los acuerdos de la OPEP+
Irak tiene la intención de aumentar su capacidad de extracción de petróleo, pero el volumen real de producción no depende únicamente de las inversiones.
El país participa en los acuerdos de la OPEP+ y está obligado a respetar las restricciones establecidas. En julio, los países del grupo reafirmaron nuevamente su compromiso con los acuerdos vigentes, incluida la necesidad de compensar los excesos de las cuotas registrados anteriormente.
El Ministerio de Petróleo de Irak había anunciado anteriormente planes para aumentar la capacidad de producción hasta más de seis millones de barriles diarios para 2028-2029. Alcanzar este objetivo requerirá desarrollar nuevos yacimientos, rehabilitar los activos existentes, ampliar la infraestructura de exportación y acordar una cuota más elevada en el marco de la OPEP+.
El desarrollo de la industria gasística continúa siendo otra línea de actuación independiente. Irak busca ampliar el procesamiento del gas asociado, que todavía se quema en antorcha en los yacimientos, y reducir la dependencia del sector eléctrico de los combustibles importados.
Las autoridades planean elevar el aprovechamiento del gas extraído hasta el máximo nivel posible y eliminar prácticamente su quema en antorcha para finales de la década.
La ejecución de los acuerdos requerirá varios años
El paquete de proyectos con empresas estadounidenses podría convertirse en uno de los mayores giros de inversión en la historia de la industria iraquí del petróleo y el gas.
Sin embargo, una parte considerable de los acuerdos se encuentra en una fase preliminar. Para pasar a su plena ejecución, las partes deben determinar las condiciones comerciales, la distribución de los riesgos, los plazos de recuperación de las inversiones y las garantías de seguridad.
Las cuotas de la OPEP+, los procedimientos burocráticos, el estado de la infraestructura de oleoductos y la inestabilidad regional continúan siendo limitaciones adicionales.
Si se ejecuta al menos una parte de los proyectos anunciados, Irak podrá aumentar la extracción de petróleo y gas, ampliar su procesamiento, reducir la dependencia de una única ruta de exportación y reforzar su posición como uno de los mayores productores de recursos energéticos de Oriente Medio.
