África y Sudamérica liderarán el crecimiento de la producción de crudo en 2026

Un reciente informe de la industria del petróleo crudo 2026 publicado por los datos de S & P Global CERA indica que ocho grandes proyectos de desarrollo de campos petroleros programados para la producción a nivel mundial agregarán más de 450.000 barriles por día al mercado de petróleo crudo para 2026.África y Sudamérica emergen como los principales impulsores, mientras que Estados Unidos y el Medio Oriente contribuyen con aumentos limitados. La nueva capacidad se concentra en naciones no pertenecientes a la OPEP +, principalmente a través de proyectos en aguas profundas y marítimas.

Uganda reclama dos títulos clave para 2026: "Mayor Campo Petrolero Nuevo" y "Mayor Incremento de Oferta de Mercado", ambos provenientes de los proyectos Tilanga y Kingfisher de la Cuenca del Lago Alberto, programados para su puesta en marcha en octubre. El proyecto Tilanga, operado por la francesa TotalEnergies, representa el mayor incremento anual de producción individual, con una producción inicial de casi 149.000 barriles diarios. Abarca seis campos petroleros terrestres con reservas recuperables estimadas de 836 millones de barriles. El proyecto Kingfisher, operado por CNOOC, comenzará con una producción inicial diaria de 27.000 barriles, aumentando a un pico de casi 40.000 barriles diarios para 2027. Posee reservas recuperables que superan los 214 millones de barriles, con una tasa de finalización que alcanzará el 74% para noviembre de 2025. Ambos proyectos tienen una vida útil mínima de producción de 20 años, con una producción acumulada proyectada de 1.400 millones de barriles y una producción diaria máxima combinada de 230.000 barriles.

Sin embargo, el proyecto de Uganda se basa en gran medida en el oleoducto de petróleo crudo de África Oriental de 1.443 kilómetros para exportaciones. Este oleoducto transporta crudo ugandés a Tanzania para su exportación, con una finalización actual del 75%. El progreso se ha retrasado por la oposición ambiental, con operaciones que se espera comenzarán en julio de 2026. Esta tubería sigue siendo la principal restricción en la realización de la capacidad del proyecto.

Guyana y Brasil surgieron como la segunda región de petróleo incremental más grande del mundo a través de proyectos de campos de aguas profundas. El campo Ultra-Deepwater Ula de Guyana ocupa el segundo lugar en la lista de los mayores campos petroleros nuevos para 2026. Operado por ExxonMobil, es el quinto activo de petróleo y gas desarrollado en el bloque de Stabroek, con producción programada para comenzar en julio. Este bloque se encuentra entre los campos de petróleo y gas marinos más grandes del mundo, actualmente produciendo aproximadamente 900.000 barriles por día. El campo Hura tiene reservas recuperables estimadas de 825 millones de barriles, con una producción inicial de 136.000 barriles por día. Se prevé que la producción aumente a 215.000 barriles por día para 2027, lo que impulsará a Guyana de ser el quinto productor de petróleo de Sudamérica a los tres primeros.

Brasil está avanzando simultáneamente en el proyecto Buzios 8, que agregará 180.000 barriles por día de capacidad de procesamiento para campos de petróleo y gas subsalinos de aguas ultra profundas utilizando la unidad de almacenamiento y descarga de producción flotante (FPSO) P - 79. La producción diaria inicial se sitúa en 23.700 barriles, con un pico de producción que superará los 152.000 barriles por día para 2028. Petrobras está colaborando con CNOOC para planificar seis FPSO adicionales para este campo, que se espera que entreguen aproximadamente 1,4 millones de barriles por día de nueva capacidad para 2030, solidificando la ventaja de producción de petróleo y gas en aguas profundas de Brasil.

En Oriente Medio, sólo Irak tiene un proyecto incluido. Su campo de aguas poco profundas de Bagdad Oriental planea expandir la producción a mediados de 2026, añadiendo 46.500 barriles por día. Tras la finalización de las expansiones del campo sur, la producción total alcanzará los 120.000 barriles por día para 2027, que consistirán principalmente en crudo ligero a medio. Sin embargo, su participación en la producción regional incremental sigue siendo relativamente baja.

El crecimiento del crudo de América del Norte se concentra en Estados Unidos. El campo Picca de Alaska es el activo de petróleo y gas en tierra más esperado de la región. Desarrollado conjuntamente por Santos y Repsol en la cuenca de la ladera norte, incluye instalaciones de procesamiento de crudo y sitios de perforación. Se espera una producción inicial de 41.000 barriles por día para finales de 2026, con una producción máxima de 76.000 barriles por día. Las reservas recuperables se estiman en 425 millones de barriles. Dos proyectos de aguas profundas en el Golfo de México comenzaron la producción en el primer semestre del año, agregando colectivamente 39.000 barriles por día: la Fase II del campo Buckskin comenzó sus operaciones en marzo, aportando 18.600 barriles por día con reservas recuperables de 149 millones de barriles; El campo Monument comenzó la producción en julio, produciendo más de 20,000 barriles por día con reservas recuperables de 150 millones de barriles.

En cuanto al impacto de la nueva producción en el mercado petrolero, el analista saudí Abdulaziz Al-Mukbir señaló que si bien se programan numerosos proyectos upstream para 2026, la confiabilidad y la capacidad de entrega de la producción incremental enfrentan múltiples riesgos, incluido el suministro de materiales, la tecnología y la ejecución del proyecto. Factores como las disputas ambientales y los retrasos en la infraestructura podrían transformar la nueva capacidad nominal en un suministro intermitente o un despliegue retrasado. Sin embargo, restringida por la demanda, la nueva capacidad aún exacerbará las expectativas de exceso de oferta en el mercado del crudo 2026, lo que agregará incertidumbre a las tendencias mundiales de los precios del petróleo.

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