Un precio sostenido del petróleo de 100 dólares por barril podría desbloquear hasta 2,1 millones de barriles diarios (bpd) adicionales de suministro de crudo en Sudamérica para mediados de la década de 2030, según un nuevo análisis de Rystad Energy. Esta conclusión surge en un contexto en el que el cierre efectivo del estrecho de Ormuz ha obligado a una fuerte revisión al alza de nuestra previsión del precio medio del petróleo para 2026, pasando de 60 dólares por barril de Brent en enero a 89 dólares por barril en la actualidad.
Petrobras, la más beneficiada
Con los niveles de producción actuales, se espera que los ingresos gubernamentales en toda Sudamérica aumenten aproximadamente en 43.000 millones de dólares solo este año en comparación con el escenario base de Rystad, reforzando el papel central de los hidrocarburos en las finanzas públicas desde Brasilia hasta Caracas. En toda la región, Petrobras es la empresa que más se beneficiará: se prevé que sus ingresos aumenten en 13.100 millones de dólares bajo la previsión actual de 89 dólares por barril frente al escenario base de 60 dólares de enero.
“El conflicto en Oriente Medio ha hecho más que disparar los precios del petróleo: ha puesto de manifiesto lo peligrosamente concentradas que están las cadenas de suministro globales en torno al estrecho de Ormuz. Sudamérica se posiciona ahora como la fuente más relevante del mundo de suministro incremental. La región ofrece escala, calidad geológica y una estabilidad política relativa justo en el momento en que el mundo busca alternativas”, dice Radhika Bansal, vicepresidenta sénior de investigación de petróleo y gas en Rystad Energy.
El potencial de Brasil, Guyana y Surinam
Los desarrollos offshore en Brasil, Guyana y Surinam representan la fuente más inmediata de crecimiento potencial. Acelerar proyectos en estos mercados podría aportar más de 1 millón de barriles equivalentes de petróleo por día (boepd) adicionales en la próxima década, respaldados por aproximadamente 33.000 millones de dólares en inversión incremental en nuevos proyectos (greenfield) hasta 2035.
En Guyana, ExxonMobil apunta a alcanzar hasta 300.000 bpd con su proyecto Yellowtail, que comenzó con una producción media inicial de 250.000 bpd, y Rystad cree que mejoras similares de capacidad podrían desbloquear entre 80.000 y 90.000 bpd adicionales en los campos Errea Wittu, Jaguar y Hammerhead. Sin embargo, el mayor potencial se encuentra en decisiones finales de inversión (FID) más tempranas para nuevos proyectos, no en la expansión de activos existentes. Aun así, la limitada capacidad de los astilleros para nuevos buques flotantes de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) sigue siendo la principal restricción.
Fuera de estos tres polos, Venezuela ha vuelto a entrar en la conversación global sobre el suministro tras la captura en enero del presidente Nicolás Maduro y la menor disponibilidad de crudo ácido de densidad media a pesada procedente de Oriente Medio. Bajo un escenario de 100 dólares por barril, Rystad Energy estima que Venezuela podría añadir 910.000 bpd para 2035, con un 57% proveniente de campos existentes en las provincias oriental y occidental, donde los costes operativos del crudo medio se sitúan entre 7 y 8 dólares por barril.
ExxonMobil, cuyo director ejecutivo calificó a Venezuela como “no invertible” en enero, ha desplegado desde entonces equipos técnicos para evaluar oportunidades. Shell firmó acuerdos preliminares con la empresa estatal venezolana PDVSA a principios de marzo para gas offshore y exploración en tierra. Todos los plazos siguen dependiendo del levantamiento de sanciones y de reformas fiscales. El potencial al alza podría ser significativamente mayor si más empresas siguen este camino a medida que mejora la confianza de los inversores, impulsada por la presencia de compañías como Chevron, Eni, Repsol y Shell. Una mayor participación en campos subdesarrollados, especialmente mediante asociaciones con PDVSA, permitiría desbloquear aún más potencial productivo.
Vaca Muerta, una historia de crecimiento
La formación Vaca Muerta en Argentina es la historia de crecimiento más dinámica de la región. Se prevé que la producción de crudo alcance 1 millón de bpd hacia el final de la década, frente a los aproximadamente 600.000 bpd actuales, y 1,5 millones de bpd para 2035 bajo el escenario de precios estándar. En un escenario más optimista, la producción podría alcanzar 1,8 millones de bpd, momento en el cual el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) se convertiría en el principal cuello de botella. Se espera que China emerja como el principal destino de exportación, con envíos regulares de crudo a partir de 2027.
“El ritmo de crecimiento en Sudamérica dependerá menos de la disponibilidad de recursos o de la rentabilidad económica y más de la capacidad de ejecución, las limitaciones de la cadena de suministro y el entorno general de inversión. Los países que proporcionen marcos fiscales y regulatorios claros estarán mejor posicionados para acelerar la aprobación de proyectos y aprovechar el aumento de los precios. Aquellos que duden o actúen lentamente simplemente verán cómo el capital fluye hacia otros lugares”, concluye Bansal.
Deja tu comentario
Tu dirección de correo electrónico no será publicada. Todos los campos son obligatorios