La conversación sobre fusiones y adquisiciones (M&A) en el upstream del Sudeste Asiático cambió de eje: ya no se trata de qué petroleras internacionales (IOC) abandonan la región, sino de quién compra para entrar o ampliar su presencia. Así lo plantea un nuevo estudio de Rystad Energy, que identifica activos upstream por US$ 9.600 millones disponibles en lo que resta de 2026 y durante 2027.

Entre 2020 y 2024, el mercado estuvo dominado por las grandes compañías que recortaban posiciones de fin de vida útil y por el vencimiento de contratos de producción compartida (PSC). En 2025, en cambio, se cerraron operaciones por unos US$ 6.700 millones bajo una lógica distinta, la de la entrada estratégica. Rystad aclara que ese total podría revisarse al alza a medida que haya más información disponible.

La mayor competencia ya se refleja en los precios. Las transacciones recientes llegaron a US$ 9,8 por barril equivalente de petróleo (boe) en activos en desarrollo y a más de US$ 3 por boe en recursos previos a la decisión final de inversión (pre-FID). Los promedios de los últimos seis años eran de US$ 6-7 y US$ 1,5 por boe, respectivamente.

Quiénes venden y por qué

De los US$ 9.600 millones disponibles, US$ 3.600 millones corresponden a majors y US$ 3.700 millones a independientes. Las petroleras nacionales (NOC) aportan US$ 1.400 millones y el resto proviene de vendedores menores. Lo que diferencia a cada grupo, según el informe, es la ambición de crecimiento que hay detrás de cada venta:

Majors: venden activos en países con poco potencial adicional para concentrarse en unas pocas cuencas centrales. Al mismo tiempo, entran en áreas de frontera mediante socios, en lugar de asumir solos el riesgo.

Independientes: tienen descubrimientos recientes pre-FID, como el portafolio de Harbour Energy en el mar de Andamán, y necesitan capital más allá de su propio balance para llegar a la decisión de inversión.

NOC: son las más selectivas. Petronas, por ejemplo, consolidó su portafolio local a través de su empresa conjunta Searah con Eni, lo que le da margen para racionalizar activos maduros en su país mientras mira oportunidades en el exterior.

"El capital por sí solo no alcanzará para ganar la próxima ronda", advirtió Prateek Pandey, jefe de Investigación de Petróleo y Gas para Asia-Pacífico de Rystad. Según el analista, la prima que un oferente pueda justificar dependerá del plan de creación de valor que respalde su propuesta. Pandey identificó tres factores que marcarán los próximos 18 meses: la conversión de oportunidades pre-FID en grandes operaciones, la evolución de las primas sobre activos en producción y la consolidación de estructuras de acuerdo basadas en alianzas estratégicas.

Qué hay en la vidriera

Las oportunidades abarcan cerca de 45 PSC en 12 provincias, con 2.800 millones de boe de recursos netos y alrededor de 145.000 barriles equivalentes diarios (boepd) de producción. El perfil es marcadamente exploratorio: el 72% de los recursos está en etapa pre-FID y solo el 18% está en producción.

Las mayores posiciones de gas pre-FID de la región están en Sarawak, el mar de Andamán y la cuenca de Kutei. Entre los activos puntuales figuran Lang Lebah, los bloques Andaman II y South Andaman de Harbour y el hub de Kutei de Eni, donde hay una participación minoritaria a la venta. El mayor recurso individual en oferta es Ken Bau, en Vietnam, con 3,7 billones de pies cúbicos (Tcf) recuperables. Allí, el proyecto lleva años entre las etapas de evaluación y desarrollo, por lo que Rystad considera más probable un farm-down que una venta directa.

El segmento en producción es más chico en volumen, pero el más disputado: solo 17 PSC compiten por la atención de los compradores y, históricamente, lograron primas cercanas a los US$ 8 por boe. La oportunidad más destacada es la participación de Chevron en la cuenca North Malay, el segundo bloque gasífero en producción de Malasia peninsular. Es también un indicador del repliegue de la compañía: sus recursos en el Sudeste Asiático pasaron de casi 3.000 millones de boe en 2020 a unos 300 millones hoy.

Ese retroceso abre espacio para las petroleras estatales. Rystad espera que Petronas encabece la próxima ola de desinversiones locales, seguida por Pertamina, y ve a actores vinculados al Estado como compradores naturales en sus cuencas de origen: Petros en Sarawak, SMJ Energy en Sabah y Terengganu Petroleum en Malasia peninsular.

No todo avanza según lo previsto

El optimismo convive con proyectos que no evolucionaron como sus dueños esperaban. Dos pozos secos consecutivos en el portafolio vietnamita de Eni aumentaron la presión comercial sobre Ken Bau y hacen más probable un farm-out con su socio Essar. Abadi LNG podría seguir un camino parecido: tras anunciarse su decisión final de inversión, Inpex podría ceder parte de su participación para repartir el capital de desarrollo, lo que sumaría otro actor a una lista de compradores ya concurrida.