A nivel global, el sector Upstream enfrenta transformaciones importantes hacia 2026 y 2027. Una de las más relevantes es una clara orientación hacia una estricta disciplina de capital, lo que impactará el gasto en actividades de Upstream

Por Magda Rodriguez, Gerente Región Américas, Cost and Supply-Petrodata S&P, Global Energy Cera

El gasto en actividades Upstream, incluyendo Opex (Operating Cost), se espera crezca a una tasa promedio del 4% en los próximos cuatro años. Aunque la inflación se ha moderado, los costos siguen siendo elevados por factores estructurales como la competencia por mano de obra y equipos, mayores costos laborales y una base de proveedores más reducida, lo que dificulta ajustes rápidos cuando baja el precio del petróleo.

Por otro lado, se prevé que la inversión global en capital para exploración y producción (E&P) disminuya un 2% en 2026 respecto a 2025, principalmente por la reducción de la actividad de perforación onshore en Estados Unidos, lo que obliga a los operadores a revisar sus estrategias de inversión.

A su vez, el gasto offshore seguirá superando al onshore, aunque este solo representa el 35% del total en exploración y producción. Las actividades de exploración y producción en aguas profundas y ultra profundas absorberán cada vez más del total de gasto en offshore debido no solamente a que una cantidad importante de los proyectos están en este tipo de áreas, sino también porque su costo es más alto que otro tipo de actividades E&P.

Sin embargo, este escenario podría verse impactado debido a la volatilidad del mercado petrolero por el conflicto entre Estados Unidos, Israel e Irán, elevando el riesgo de una interrupción significativa del suministro, especialmente si se restringe de manera prolongada el flujo de crudo por el Estrecho de Ormuz, lo que podría afectar hasta 15 millones de barriles diarios destinados principalmente a Asia. Los oleoductos alternativos no compensan totalmente este riesgo y la incertidumbre sobre la duración y gravedad del conflicto, junto con posibles ataques, podría impulsar los precios del petróleo por encima de los $100 por barril. Aunque se esperaba un superávit de producción de crudo para 2026, la guerra ha generado nuevos riesgos que podrían reducir la oferta y elevar los precios, sin claridad sobre la duración de la crisis ni la reacción de las principales potencias mundiales.

Perspectiva Mixta para LATAM

A pesar de su complejidad, América Latina sigue siendo un centro vital para la actividad de upstream de petróleo y gas, con una combinación de productores consolidados y nuevas fronteras emergentes. De hecho, el crecimiento de crudo fuera de la OPEP+ es impulsado principalmente por las Américas, con Brasil y Guyana liderando la producción costa afuera.

Sin embargo, la región enfrenta una doble perspectiva de oportunidades y desafíos, influida por regulaciones cambiantes y desarrollos políticos internos. Las empresas se preparan para presupuestos más ajustados en 2026, aunque el gasto de capital sigue siendo favorable.

A su vez, también hay diferencia en el desarrollo de la actividad en cada uno de los países. Por un lado, los descubrimientos en el presalt de Brasil, el desarrollo de Vaca Muerta en Argentina, los proyectos costa afuera en Guyana y las oportunidades en Surinam impulsarán la actividad Upstream. En contraste, mercados del norte como México, Colombia y Venezuela podrían enfrentar dificultades debido a incentivos de inversión insuficientes y problemas regulatorios.

Cabe destacar que, en 2025, la región absorbió aproximadamente el 11% de la inversión global en upstream y absorberá el 30% del Capex Offshore Upstream para 2030, un incremento significativo considerando que en 2025 tuvo cerca del 25%, concentrado principalmente en Brasil, Guyana y Surinam. Sin embargo, las presiones de costos y restricciones en la cadena de suministro, junto con la incertidumbre macroeconómica actual, han llevado a muchos operadores, incluido Petrobras, a que se replanteen algunos de sus proyectos y definir nuevas estrategias de contratación. En este escenario, la región, especialmente Brasil y Guyana, goza de una buena posición financiera gracias a su bajo punto de equilibrio. En general, los principales productores siguen encontrando formas de reducir costos y mantener los precios de equilibrio costa afuera por debajo de los $60/b.

En cuanto a Brazil, su sector petrolero experimenta un renovado optimismo gracias a recientes descubrimientos en el presalt, en las cuencas de Campos y Santos, junto a nuevas fronteras como Foz do Amazonas y Pelotas. Recientemente, la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) de Brasil ha adjudicado cinco nuevos bloques en el presalt, atrayendo inversión global. Se espera que la cartera de proyectos de Petrobras impulse la producción costa afuera a cerca de 4 millones de b/d para finales de la década de 2020, aunque persisten incertidumbres como retrasos en proyectos e intervención estatal. La agilización de licencias ambientales ha fortalecido la seguridad energética. S&P Global Energy prevé que la producción petrolera alcance su pico alrededor de 2030, resaltando la necesidad de desarrollar nuevas reservas.

Por otro lado, las ofertas de licencias en Guyana y Surinam están destinadas a convertirse en un motor clave en la actividad Upstream en la región. En 2025, la producción de petróleo de Guyana creció un 36%, alcanzando los 892,000 barriles diarios, gracias al inicio del proyecto Yellowtail. Para 2026, se espera que el proyecto Uaru impulse la producción a más de 1 millón de barriles diarios y proyecta que en los próximos años la producción llegue a 1,3 millones.

En Surinam, Staatsolie ha lanzado una oferta abierta para la exploración costa afuera, y el proyecto GranMorgu en el Bloque 58 tiene un avance del 23%, con inicio de producción previsto para 2028. A su vez, en Trinidad y Tobago, la Autoridad de Gestión Ambiental (Environmental Management Authority) ha otorgado un Certificado de Autorización Ambiental a EOG Resources para la exploración offshore de dos pozos de gas.

En cuanto a Argentina, las nuevas políticas incluido el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) bajo el presidente Javier Milei, buscan impulsar la inversión y la producción en la Cuenca Neuquina. Un préstamo de 20.000 millones de dólares del Fondo Monetario Internacional ha flexibilizado los controles cambiarios, apoyando el crecimiento de la producción a más de 900.000 b/d para principios de 2030.

En contraste, para los países donde se esperan desafíos se encuentra Mexico. La reanudación parcial de pagos de Pemex tras un rescate gubernamental —que incluyó reducción de deuda financiera neta en 13%, pago de 34 mil millones de dólares a proveedores y apoyo mediante vehículos respaldados por el Estado— permitió estabilizar la producción de crudo en 1.6 millones de barriles diarios y aumentar la de gas natural en 7% hasta 3.9 mil millones de pies cúbicos por día. Sin embargo, la empresa aún adeuda 434 mil millones de pesos a proveedores y enfrenta incertidumbre sobre la ejecución de nuevos proyectos pese a otorgar contratos de inversión mixta a empresas privadas para elevar la producción, la cual podría caer a 1 millón de barriles diarios hacia mediados de la década de 2040 por falta de inversión en aguas profundas. Esta situación ha llevado a proveedores a considerar la venta de activos y evaluar opciones para enfrentar la incertidumbre y cumplir con obligaciones financieras.

En Venezuela, a inicios de 2026, el sector petrolero y gasífero entró en una fase crítica tras la intervención de Donald Trump, enfrentando el reto de aprovechar sus vastas reservas de crudo pesado, que requieren refinación especializada y diluyentes, en un contexto de infraestructura deteriorada por años de desinversión y mala gestión. La recuperación del sector depende de una masiva inversión extranjera, especialmente de empresas estadounidenses, aunque la mayoría de las grandes petroleras se muestra cautelosa y exige reformas profundas antes de comprometer recursos, a pesar de los compromisos de inversión de Chevron y Shell. El alivio de sanciones estadounidenses tras la captura de Nicolás Maduro ha permitido que las exportaciones de crudo venezolano se dupliquen y que la producción comience a recuperarse tras un mínimo histórico, pero el futuro inmediato será decisivo para saber si Venezuela puede realmente transformar su potencial energético en una realidad que impacte la dinámica global y regional.

En Colombia la producción de crudo continúa cayendo. El promedio de producción en 2025 fue de 746,470 barriles por día, lo que representa una disminución de aproximadamente 26,150 barriles por día, o un 3.4% en comparación con la producción durante 2024. Esta disminución se ha observado mes a mes y se atribuye a una combinación de menor inversión, desafíos logísticos y problemas de orden público en las regiones productoras. Además, el sector enfrenta incertidumbre por las próximas elecciones de 2026 y tensiones con Ecuador, que recientemente aumentó en un 900% la tarifa de transporte de crudo colombiano por su oleoducto, lo que ha llevado a las empresas colombianas a buscar alternativas más económicas.

En cuanto a Ecuador, la producción se mantuvo en 470.000 b/d, con nuevas licitaciones para bloques en el Amazonas oriental que buscan aumentar la producción en 12.000 b/d.

Hacia 2026, Latinoamérica seguirá siendo clave por su potencial offshore, nuevas fronteras y mayor peso en capex marino. Sin embargo, el elemento determinante será la política: elecciones, regulación, licenciamiento ambiental, fiscalidad, seguridad y relación con Estados Unidos. La “Doctrina Donroe”, descrita como un enfoque estadounidense más transaccional y asertivo frente a la región por la rivalidad con China, elevaría los riesgos e incertidumbre en el corto plazo. En conjunto, el panorama ofrece una oportunidad concreta (offshore competitivo y shale) condicionada por la capacidad de ejecutar proyectos y navegar un entorno político-regulatorio volátil.