Por: Magda Rodriguez , Gerente Región Américas, Petrodata RigPoint/MarineBase

Para 2025, se prevé la perforación de alrededor de 500 nuevos pozos a nivel global, la mayoría localizados en África, el Mediterráneo Oriental y América Latina. Sin embargo, el sector se muestra tímido debido a los factores externos que podrían interferir en su actividad. Las Compañías Nacionales de Petróleo están reconsiderando sus roles debido a la disminución de sus reservas y producción, y se observa una preferencia por el desarrollo de los recursos locales y la consolidación de la seguridad energética.

Asimismo, el mercado de Gas Natural Licuado (GNL) presenta oportunidades de crecimiento debido a la demanda de países en desarrollo y a la migración hacia energías más limpias evitando así fuentes fósiles, pero altamente contaminantes como el carbón, lo que impulsa a las empresas a diversificar sus operaciones.

Por otro lado, la tendencia es que la oferta supere a la demanda en los próximos dos años, con proyecciones de 495,000 y 520,000 barriles por día en 2025 y 2026, respectivamente, mientras que la producción aumentará en aproximadamente 1.2 millones y 1.1 millones de barriles por día, principalmente fuera de los países pertenecientes a la OPEC+.

Aunque es pronto para llamarlo un año decisivo, en 2025 las empresas necesitarán tomar decisiones respecto a los programas de exploración y producción de la próxima década, especialmente si la demanda de líquidos se fortalece hasta 2040 y la oferta diversificada disminuye.

Desafíos en la Producción Petrolera en México

En lo transcurrido de 2025, el panorama del sector petrolero-energético en México presenta desafíos aún más complejos que otros países de la región. Para el país, se prevé que la producción de petróleo podría tener una tendencia a la baja a pesar del objetivo de producción del 1.8 millones b/d, esto impulsado por la madurez de la mayoría de sus campos petroleros y la reducción del presupuesto de Pemex de aproximadamente un 7.5%.

 Esta disminución se vería agravada por la incertidumbre política y económica, así como por la posibilidad de nuevos aranceles impuestos por Estados Unidos. Adicionalmente, la deuda financiera y el limitado cumplimiento de compromisos con proveedores por parte de Pemex, añadiría un componente de riesgo a la situación energética del país. Se espera que los proyectos offshore de Trion, Zama y Lakach, cuyos desarrollos son cruciales, se puedan completar en los próximos cinco años. Sin embargo, su producción no sería suficiente para contrarrestar la disminución que experimentan otros campos que ya se encuentran en fase de declive.

El campo Zama, descubierto por Talos Energy en 2017, ha sido objeto de controversia debido a la designación de PEMEX como operador, lo que ha generado dudas sobre su capacidad para iniciar la producción antes de 2027. Con una producción máxima esperada de 180,000 barriles por día, podría representar más del 10% de la producción actual en México, pero la presión financiera sobre Pemex genera serias dudas sobre la viabilidad del proyecto.

Recientemente, Talos Energy vendió el 30.1% de su parte en Zama a Zamajal (afiliada Grupo Carso), por  $49.7 millones. Una vez se apruebe el proceso regulatorio, Talos México será propiedad de Zamajal y Talos Energy en una proporción de 80:20. Talos México tiene un 17.4% de interés en el campo Zama.

Grupo Carso posee el 90% de Zamajal, con el otro 10% en manos de Control Empresarial De Capitales, que ya es un accionista importante en Talos, con el 24% de las acciones ordinarias de la compañía, tras la venta del 49.9% de Talos México a Zamajal en 2023. El interés restante en el campo se divide entre Pemex, operador con el 50%, y subsidiarias de Harbour Energy (32.24%). Hablando de Grupo Carso, se encuentra revisando el contrato de servicios del campo Lakach, con la posibilidad de ampliarlo.

A pesar de los esfuerzos de la administración de Claudia Sheinbaum por acercarse al sector privado, las reformas recientes que incluyen la desaparición de organismos reguladores autónomos y políticas que han reforzado el papel dominante de Pemex y la Comisión Federal de Electricidad (CFE), la incertidumbre política ha llevado a que el país mantenga una calificación de alto riesgo para los inversores.

En consecuencia, los operadores involucrados en proyectos Upstream buscan garantías para formar empresas conjuntas con Pemex, lo que podría complicar aún más el panorama de inversión. Sin embargo, se vislumbran oportunidades para asociaciones público-privadas que podrían facilitar la exploración y el desarrollo de nuevas áreas.

El papel del capital privado en México

Para que México aborde su creciente demanda de energía, es fundamental implementar un plan de inversión que aumente la producción de petróleo y gas y desarrolle infraestructura energética. La participación del capital privado es clave, especialmente si la administración de Sheinbaum logra restaurar la confianza de los inversores. Esto podría atraer a operadores especializados para gestionar campos maduros de Pemex, aumentando así la producción. La exploración en aguas profundas también presenta oportunidades, pero dependerá de la capacidad de Pemex para atraer socios estratégicos y capital, siendo crucial la reactivación de asociaciones con empresas extranjeras para el éxito de nuevos proyectos.

Brasil lidera el aumento de producción en la región

El sector de petróleo y gas de Brasil continúa experimentando un crecimiento acelerado impulsado por las reservas de Pre-salt en la Cuenca de Santos, que representan el 80% de la producción nacional. Petrobras lidera la producción, aunque ha visto una ligera disminución en su dominio debido a nuevos competidores. La exploración en otras regiones ha sido poco prometedora, lo que ha llevado a las empresas a enfocarse en otras cuencas, particularmente la Cuenca de Pelotas. Sin embargo, la industria enfrenta desafíos significativos relacionados con la obtención de permisos ambientales, lo que ha limitado su potencial.

El gobierno brasileño está promoviendo inversiones en nuevos proyectos, especialmente en las cuencas de Santos y Campos, y busca aumentar la producción de gas doméstico para reducir la dependencia de importaciones. Para cumplir este objetivo, Petrobras ha llevado a cabo planes para aumentar su contenido local en la producción, con un plan de inversión de R$78 mil millones para fomentar la industria local. Esto incluye la construcción de nuevas plantas de procesamiento, e infraestructura como astilleros y embarcaciones de soporte.

A pesar de los obstáculos, como la necesidad de mejorar la infraestructura y los permisos ambientales, Brasil se encuentra en una posición clave en el ámbito energético global. La administración de Lula da Silva continúa implementando medidas para facilitar la exploración y producción, al tiempo que busca fortalecer las finanzas públicas. Los próximos años serán cruciales para optimizar el uso de los recursos y avanzar en la industria petrolera del país.

Guyana y Surinam siguen siendo prometedores

Guyana se ha consolidado como un actor importante en el mercado petrolero global gracias a los descubrimientos de ExxonMobil en el bloque Stabroek, cuyas reservas se han estimado en hasta en 14 mil millones de barriles de petróleo equivalente. La producción se acercó a 650,000 b/d para mediados de 2024, con el desarrollo del campo Liza como clave, abarcando varias fases. La cuarta fase, Yellowtail, comenzará en 2025, y se espera que el bloque tenga hasta 10 embarcaciones FPSOs para 2030, con una capacidad de procesamiento superior a 2 millones de barriles por día. ExxonMobil también planea explorar el lado oriental del bloque para gas en 2025. Por otro lado, Surinam ha tomado una decisión importante al aprobar la inversión para el bloque 58, su primer contribuyente de crudo offshore.

Colombia: un camino entre restricciones y nuevas oportunidades

La industria petrolera en Colombia, con más de un siglo de historia, ha sido vital para la independencia energética y la economía del país. Sin embargo, enfrenta una caída en la producción debido a limitaciones en infraestructura y políticas gubernamentales restrictivas a la exploración de hidrocarburos desde la elección de Gustavo Petro en 2022, lo que ha generado escasez de gas. La actividad Upstream no solo se ha visto afectada por la falta de rondas de licitación que solo se espera se retomen hasta 2026, una vez finalice el mandato del actual presidente, sino también por el acceso limitado a nuevas áreas.

Aunque se han hecho descubrimientos de gas en el Caribe offshore, estos enfrentan desafíos ambientales y sociales, como los enfrentó en su momento la suspensión del proyecto Sirius en 2024. La falta de nuevas licitaciones y permisos ambientales dificulta el desarrollo de proyectos offshore, a pesar de los esfuerzos de perforación para explorar su potencial.

En Argentina se espera progreso en sus proyectos en áreas offshore. En septiembre, Equinor recibió tiempo adicional para completar el trabajo de adquisición sísmica 3D en el bloque offshore MLO-121 de la cuenca Malvinas Oeste, en la provincia de Tierra del Fuego. La finalización se ha programado para Q2 de 2025. Entre otros desarrollos offshore, Shell recibió la luz verde ambiental para realizar sísmica 3D en los bloques CAN-107 y CAN-109 de la cuenca Argentina Norte.

Por otro lado, Trinidad y Tobago enfrenta diversos desafíos, aunque ya cuenta con una industria de petróleo y gas madura, necesita implementar estrategias para atraer inversiones en el sector Upstream. El país no solo posee cuencas y oportunidades en aguas profundas que aún no se han explotado; sino que también posee una infraestructura que le permite la exploración cercana, haciendo viables económicamente descubrimientos más pequeños. Para asegurar un crecimiento a largo plazo, es crucial mejorar la competitividad fiscal, acelerar los procesos de licencias y aprobaciones, aprovechar la infraestructura existente, asegurar la competitividad del GNL y diversificar las inversiones y operadores.

Conclusiones

Los escenarios político y regulatorio en América Latina y el Caribe son complejos y presentan diferencias significativas entre países. Brasil está considerando reformas para hacer más atractivas sus licitaciones de petróleo y gas, mientras que México enfrenta un alto riesgo político e incertidumbre. Argentina busca reducir el control estatal en el sector de hidrocarburos, y Colombia enfrenta desafíos regulatorios para los inversores.

De esta forma, la región está en una encrucijada, con cada país de Latinoamérica atravesando desafíos que impactan sus operaciones y perspectivas. La creciente demanda, la transición hacia la descarbonización y factores macroeconómicos obligan a los países a equilibrar la atracción de inversiones con la transición energética y la seguridad del suministro. Aunque hay oportunidades para mejorar el desempeño económico a través del aumento en la producción de hidrocarburos, la capacidad de la región para aprovechar estas oportunidades dependerá de la superación de la inestabilidad y los desafíos políticos.

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