La producción de petróleo en aguas de Brasil, Guyana y Surinam, así como en el yacimiento de esquisto Vaca Muerta de Argentina, está bien posicionada para suministrar barriles a precios competitivos hasta 2030. Se prevé que la demanda mundial de petróleo se mantenga sólida durante la década de 2030, lo que presionará a los yacimientos en producción para que mantengan el ritmo.

Según un estudio de Rystad Energy, la demanda mundial de líquidos alcanzará su punto máximo a principios de la década de 2030, en torno a los 107 millones de barriles diarios (bpd), manteniéndose por encima de los 100 millones de bpd durante la década de 2040 antes de disminuir gradualmente hasta aproximadamente 75 millones de bpd en 2050.

El suministro de países no pertenecientes a la OPEP+ será clave para equilibrar el mercado, y Sudamérica desempeñará un papel fundamental al proporcionar barriles a precios competitivos incluso a precios bajos, compensando así el menor crecimiento del esquisto estadounidense.

"Se prevé que para 2030 los pozos actuales produzcan menos de la mitad de su producción actual, lo que subraya la necesidad de una inversión continua tanto en campos nuevos como existentes. Si bien se pueden incorporar volúmenes adicionales, los campos sin desarrollar y los descubiertos seguirán siendo fuentes importantes de suministro hasta mediados de la década de 2030. Aunque el mercado podría experimentar un breve período de sobreoferta, los riesgos en la superficie podrían provocar retrasos en los plazos de los proyectos. Sudamérica está bien posicionada para ofrecer un suministro competitivo al mercado global gracias a su éxito con los proyectos en aguas profundas. De cara al futuro, se requiere una inversión continua y un mayor enfoque en la expansión de los yacimientos en aguas profundas, ya que la brecha de suministro podría ampliarse después de mediados de la década de 2030", Radhika Bansal, vicepresidenta de Investigación Upstream de Rystad Energy.

Se prevé que cerca del 60% de los volúmenes convencionales en desarrollo y descubiertos, aproximadamente 5,9 millones de barriles diarios (bpd), provengan de productores no pertenecientes a la OPEP+ hasta 2030. Sudamérica liderará el crecimiento de la oferta este año, con una adición de más de 560.000 bpd de crudo y condensado, seguida de Norteamérica con alrededor de 480.000 bpd. Para 2026, se espera que las adiciones de Sudamérica superen los 750.000 bpd, lo que mantendrá a la región entre las pocas con adiciones superiores a los 500.000 bpd, junto con Oriente Medio (fuera de la OPEP+), impulsando así el crecimiento de los productores no pertenecientes a la OPEP+.

Los yacimientos petrolíferos marinos que entraron en producción desde 2020 y los que lo harán antes de 2030 representarán más del 65 % de la producción convencional de Sudamérica. Este crecimiento se ve impulsado por el uso cada vez mayor de buques flotantes de producción, almacenamiento y descarga (FPSO), principalmente gracias a los desarrollos en Brasil y Guyana.

En Guyana, ExxonMobil ha avanzado en múltiples descubrimientos, con cuatro FPSO ya en producción, lo que demuestra la eficacia de la ejecución de proyectos. Sin embargo, el ritmo de nuevos descubrimientos se ha ralentizado, con aproximadamente 420 millones de barriles de líquidos descubiertos durante el último año, el nivel más bajo desde 2017, lo que pone de manifiesto la continua necesidad de exploración.

Las proyecciones del escenario base de Rystad Energy prevén que la demanda de petróleo supere la oferta actual a mediados de la década de 2030, lo que intensificará la necesidad de reactivar la exploración y mejorar la recuperación; un ámbito en el que Sudamérica está bien posicionada para desempeñar un papel clave.

El futuro de la región dependerá en gran medida de la actividad de aprobación de proyectos. Sudamérica mantendrá un fuerte impulso en las decisiones finales de inversión (FID) hasta 2030, lo que generará un gasto de capital acumulado en nuevos yacimientos petrolíferos convencionales entre 2020 y 2030 de 197 mil millones de dólares, concentrado principalmente en proyectos de aguas profundas. Si bien Brasil y Guyana representan la mayor parte de estas inversiones, se prevé que el yacimiento GranMorgu de Surinam, valorado en 10.500 millones de dólares (anteriormente conocido como Sapakara Sur y Krabdagu), entre en producción en 2028.

La inversión total en exploración y producción de petróleo en Sudamérica superó los 46.000 millones de dólares el año pasado, el nivel más alto desde 2015. Se prevé que este año las inversiones crezcan un 10% antes de disminuir ligeramente en los años siguientes, manteniéndose cerca de los 50.000 millones de dólares durante la próxima década. Las inversiones en nuevos yacimientos estarán lideradas por los activos aún no producidos de Brasil y Guyana. Los campos ya en producción en Argentina, Brasil y Colombia impulsarán el gasto en proyectos ya existentes.

El sector de exploración y producción de petróleo y gas en Sudamérica desempeña un papel fundamental en el panorama energético mundial, habiendo contribuido sustancialmente a la producción convencional y a los nuevos descubrimientos durante la última década. La región ha sido un motor constante de las exportaciones netas de petróleo y se prevé que siga siendo crucial en los próximos años, con Argentina, Guyana, Surinam y Venezuela a la cabeza.

Se espera que Brasil, Colombia y Ecuador mantengan también contribuciones significativas a las exportaciones al menos hasta mediados de la década de 2030. Con una inversión adecuada en exploración, aún existe un considerable potencial de crecimiento, ya que los nuevos descubrimientos podrían desbloquear volúmenes futuros y aumentar los recursos recuperables de los campos existentes.

Dos países que quizás reciban menos atención, pero que muestran potencial, son Trinidad y Tobago y Perú. ExxonMobil ha reingresado estratégicamente a Trinidad y Tobago, una de las fronteras de aguas ultraprofundas menos exploradas del Caribe, mediante un nuevo contrato de producción compartida (CPC). Utilizando un enfoque de exploración similar al que identificó más de 13 mil millones de barriles de recursos recuperables en el Bloque Stabroek de Guyana, ExxonMobil busca replicar este modelo. Si se realizan nuevos descubrimientos, la compañía podría invertir más de 20 mil millones de dólares, lo que demuestra su continuo interés en la exploración de aguas profundas en zonas fronterizas.

En Perú, las cuencas marinas del norte se perfilan como una prometedora área de exploración. Un consorcio formado por Chevron, Anadarko (Occidental Petroleum) y Westlawn se ha asociado recientemente para explorar tres bloques marinos, Z-61, Z-62 y Z-63, en el Mar de Grau, frente a la costa norte de La Libertad. Una exploración exitosa podría añadir importantes reservas nuevas, donde un descubrimiento comercial podría generar entre 100.000 y 150.000 barriles diarios en su punto máximo de producción.