Argentina, Guyana y Brasil liderarán la producción regional en 2026 pese al retorno del crudo venezolano
Argentina, Guyana y Brasil se perfilan para liderar el crecimiento de la producción petrolera en la región en 2026
Argentina, Guyana y Brasil se perfilan para liderar el crecimiento de la producción petrolera en América Latina en 2026, a pesar de que el eventual regreso de barriles venezolanos plantea interrogantes sobre la estrategia de gasto de capital a largo plazo en la región. Mientras las grandes petroleras internacionales continúan señalando a Venezuela como un mercado difícil de respaldar financieramente en el largo plazo, traders y compañías como Trafigura y Hillcorp muestran un interés creciente en oportunidades estructuradas de corto plazo en el país, lo que sugiere un posible reequilibrio de carteras.
Aunque persisten las incertidumbres legales y la legitimidad institucional sigue siendo frágil, reformas recientes —como el levantamiento de sanciones y la revisión de la ley de hidrocarburos— refuerzan los esfuerzos de Estados Unidos por reinsertar el crudo venezolano en los mercados. Según estimaciones de Rystad Energy, los proyectos emblemáticos en Argentina, Guyana y Brasil, que se espera aporten más de 700.000 barriles diarios (bpd) de producción adicional este año, continuarán superando a Venezuela al menos hasta 2030. En el corto plazo, podrían incorporarse al mercado unos 300.000 bpd de suministro venezolano, pero la probabilidad de que las inversiones se desplacen desde los actuales polos energéticos de la región hacia una infraestructura venezolana deteriorada, en un entorno de negocios incierto, sigue siendo limitada.
Una reestructuración costosa y prolongada
“La transformación de la industria petrolera venezolana será costosa y prolongada. En ese contexto, los tres grandes productores regionales —Argentina, Guyana y Brasil— permanecen en gran medida indiferentes ante el retorno estimado de crudo venezolano en el corto plazo. El verdadero desafío para la resiliencia financiera de los operadores no es Venezuela en sí, sino el riesgo de sobreoferta, ya sea proveniente de barriles venezolanos o incluso iraníes”, dice Radhika Bansal, vicepresidenta de Investigación de Petróleo y Gas de Rystad Energy.
Si bien se espera que la inversión total en América Latina aumente en 2026, el volumen de reservas convencionales que entrarán en producción será un 45% menor que el año pasado, lo que indica una consolidación del capital en proyectos con retornos prácticamente garantizados. Las decisiones finales de inversión (FID, por sus siglas en inglés) fueron significativamente menores el año pasado y se prevé que 2026 mantenga esa tendencia. Los flujos de inversión se dirigirán principalmente a proyectos greenfield en Guyana y Surinam, mientras que Argentina liderará la inversión en campos maduros a medida que la producción de Vaca Muerta se acelera de forma agresiva.
La producción petrolera regional superará los 8,8 millones de bpd este año, impulsando la mayor parte del crecimiento de la oferta fuera de la OPEP+ y confirmando que América Latina ya no se comporta como una región petrolera homogénea. Brasil seguirá siendo el principal motor de crecimiento en 2026, con una producción estimada superior a los 4,2 millones de bpd, respaldada por la escala, resiliencia y competitividad en costos de sus desarrollos en el presal. Este crecimiento estará vinculado a la puesta en marcha y aceleración de nuevas unidades flotantes de producción, almacenamiento y descarga (FPSO).
El shale, catalizador de la inversión acelerada
El verdadero catalizador de la inversión acelerada en la región es el sector del shale, que se espera crezca de 9.400 millones de dólares en 2025 a casi 11.000 millones en 2026, íntegramente en Argentina. Asimismo, el sector offshore en aguas profundas podría atraer inversiones por 42.000 millones de dólares este año, un 7,7% más que el año anterior. Esta trayectoria se sustenta en los sólidos fundamentos del shale de Vaca Muerta y en la resiliencia de los barriles del presal brasileño y de las nuevas fronteras energéticas en Guyana y Surinam.
En el caso de Venezuela, el interés de actores más pequeños se apoya en el acceso facilitado por licencias, que reduce los costos iniciales de capital, así como en la posibilidad de asegurar crudo pesado para refinerías de la Costa del Golfo de Estados Unidos a precios atractivos. Los traders también pueden gestionar la logística, las mezclas y las restricciones regulatorias necesarias para comercializar estos barriles.
No obstante, los proyectos de largo plazo y alta inversión inicial —como los offshore en Brasil, Guyana y Surinam— siguen siendo económicamente viables bajo el actual escenario de precios del petróleo, gracias a sus bajos puntos de equilibrio, lo que reduce el impacto de estos movimientos de corto plazo hacia Venezuela. Vaca Muerta, pese a ser un desarrollo shale de ciclo más corto, ha comprometido inversiones en nueva infraestructura y también muestra resiliencia frente a una eventual recuperación venezolana en un entorno de precios a la baja.
“Si la demanda de petróleo se mantiene sólida hasta 2035 y se sienten plenamente los efectos de años de subinversión, los barriles venezolanos podrían ganar mayor relevancia. En un escenario de precios más altos y decisiones de inversión racionales a largo plazo, la producción venezolana podría resultar atractiva. Sin embargo, seguirán existiendo alternativas más competitivas, mientras que el crudo extrapesado y de alta intensidad de emisiones de Venezuela continuará enfrentando desafíos estructurales”, dice Radhika Bansal, vicepresidenta de Investigación de Petróleo y Gas.
Fuera de los tres grandes productores y en el corto plazo, algunos países cercanos geográficamente a Venezuela podrían desarrollar relaciones distintas en un mercado de exploración y producción más abierto. Trinidad y Tobago, por ejemplo, cuenta con oportunidades para canalizar gas offshore venezolano hacia sus plantas de gas natural licuado (GNL). Colombia, en cambio, podría enfrentar una mayor competencia por capital, dado que dispone de escasas oportunidades restantes para nuevos desarrollos petroleros. Incluso podría verse afectada por una competencia laboral, ya que la reactivación de la producción venezolana demandaría mano de obra especializada disponible en el país vecino.
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Publicado por Massimo Di Santi
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