Perspectivas para la producción mundial de petróleo en 2026.
Al finalizar 2024 me lancé a analizar las previsiones de la producción de petróleo en 2025 en este artículo.
El resumen final se reflejaba en estos párrafos.
"Los proyectos de largo plazo en marcha son imparables, no pueden detenerse, por lo que in aumento de la oferta por encima del 1,5 millones de b/d es seguro. Más dudas surgen con la producción de la Opep. No creo que reviertan la totalidad de los recortes, porque entonces el precio caería por debajo de los 50$. Un pequeño incremento, en la línea de lo presentado en el STEO, parece razonable.
En cuanto a la producción de shale oil, espero un suave incremento en 2025 y un mantenimiento en años sucesivos, bajo la presión permanente de Trump.
Tener en cuenta, que en 2025-2026, termina el grueso de los desarrollos y ampliaciones pendientes de los grandes campos de Brasil, Arabia, Kazajistán, Noruega y Canadá, quedando muy pocos yacimientos por completar.
Como comentaba en el post de hace unos días, espero que en 2026 se alcance un pico post Noviembre 2018 (y alrededor de esta cifra), cuando entren en producción todos estos desarrollos, planificados hace muchos años. Posteriormente, el declive natural y la falta de nuevos desarrollos, harán que comience la presión bajista sobre la producción. La Opep utilizara la capacidad sobrante para aumentar la producción y compensar el declive, pero eso solo nos salvará dos o tres años, para presentarnos en 2029-2030 sin nueva producción, un agotamiento masivo de las reservas y un declive mortal en los viejos campos, que iniciarán el proceso de caída de la producción de petróleo largamente esperada."
La Opep no ha revertido la totalidad de los recortes, pero casi, casi. Y el precio ha descendido por debajo de los 60$ en el caso del WTI. El resto se puede considerar bastante acertado.
Ahora toca estudiar la producción en 2026, teniendo en cuenta que al finalizar 2025, la producción ha superado el pico de Noviembre de 2018 y está bastante alta.
Recordar que solo hago referencia a la producción mundial de petróleo, sin incluir líquidos de gas natural, ganancias de refinerías o biocombustibles.
1º). Veamos los proyectos pendientes que entran en producción en 2026.
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2º) Extraigo de la tabla los proyectos de 2026, con su producción inicial prevista .
Pikka (Alaska) 80.000 b/d.
West White Rose (Canadá) 50.000 b/d
Buzios 8 (Brasil) 180.000 b/d.
Uaru (Guyana) 250.000 b/d.
Kashagan (Kazajistán) 25.000 b/d.
Zuluf (Arabia) 600.000 b/d. Probablemente se retrase a 2027, según las últimas informaciones sin confirmar.
North expansion east (Qatar condensados) 240.000 b/d.
Ndungu (Angola) 40.000 b/d.
Lake Albert (Uganda) 200.000 b/d.
Total sin contar Zuluf 1.040.000 b/d.
3º). Comentarios.
Destaca la falta de nuevos desarrollos del Golfo de México (USA) que se han concentrado en 2025. La culminación de las grandes ampliaciones de Tengiz, Berri y Marjan han terminado y otros grandes proyectos como Castberg en Noruega, lo mismo. El caso de Brasil presentó una explosión de finalizaciones en 2025 con un incremento de 800.000 b/d , frente a solo 180.000 en 2026.
En general, 2025 fue un excelente año y en cambio 2026 es un año muy, muy malo.
4º) Canadá.
Este país sigue con su proceso de incrementar suavemente la producción de forma orgánica. Se espera un aumento de 100.000 b/d en las arenas asfálticas.
5º) Argentina.
El shale oil sigue con su crecimiento. Supondremos un incremento de otros 100.000 b/d.
6º) EE.UU.
Aquí puede venir la primera sorpresa. Frente a la espectacular adición de 2025 en el Golfo de México, en 2026 no hay ningún gran proyecto previsto. Como el declive de sus campos es notable, el año 2026 puede finalizar con 200.000 b/d menos que el cierre de 2025, si aplicamos un declive promedio del 10%, consecuente con la información disponible.
El shale oil ha crecido en la segunda parte del año, casi exclusivamente debido a Nuevo México, porque Texas ha decrecido en los últimos cuatro meses.
Es muy probable que la producción de shale oil USA haya tocado techo en 2025, si Nuevo México no puede asumir el declive del resto de las cuencas. No obstante, dados los esfuerzos por maximizar la producción, solo le asigno un declive de 100.000 b/d, por lo que a final de año, espero un descenso en torno a los 250.000-300.000 b/d menos que a finales de 2025. Alaska seguirá creciendo en 2026, con Pikka (80.000 b/d).
Octubre 2025, producción petróleo USA 13,870 millones de b/d.
7º) El resto del mundo puede presentar un notable equilibrio respecto de 2025.
Libia ha alcanzado un pico en torno a 1,4 millones de b/d que espero mantengan. Irak e Irán podrían subir su producción, si consiguen superar sus problemas de abastecimiento de agua, pero es complicado. Venezuela es una incógnita por el bloqueo USA, lo mismo que Rusia. Los dejo sin variaciones, en el cálculo previsto, con riesgos a la baja. No espero un acuerdo de paz en Rusia, por lo que estimo seguirán las sanciones.
China está haciendo esfuerzos notables por mantener su producción y aunque ha conseguido revertir el descenso esperado, no creo que pueda seguir aumentando su producción. Equilibrio en 2026.
La Opep no aumentará la producción porque no puede hacerlo. Hasta que no terminen los proyectos de ampliación de Zuluf en Arabia (600.000 b/d en 2027) y Upper Zakum en EAU (500.000 b/d en 2027-2028) no creo que dispongan de capacidad de incremento. Kuwait está también intentando aumentar su producción, pero bastante hace con compensar el declive actual. Arabia ha comenzado este año el proyecto de gas en Jafurah, que también incorpora condensados (unos 80.000 b/d, pero es necesario confirmar).
El resto del mundo, no tiene efectos importantes.
8º). El declive anual implica descensos en la producción, que deben ser compensados con nuevos proyectos. En los últimos años, la inversión en perforación de relleno ha permitido mantener la producción alta en yacimientos maduros, pero no puede compensar todo el descenso natural.
9º). El incremento esperado es 1.04 millones b/d de nuevos proyectos + 100.000 b/d Canadá + 100.000 b/d Argentina - 250.000 b/d USA = alrededor de 1 millón de b/d.
A este cálculo hay que descontar el declive mundial, que estará en torno al 2%, es decir 1,7 millones de b/d.
Sospecho que estoy siendo condescendiente con las tasas de declive observadas, si las comparo con las que publica la IEA. Nada menos que un 5,6% promedio.
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El resultado final es "sorpresa", un descenso en la producción mundial de petróleo en 2026, respecto de los valores de final de 2025, en torno a 700.000 b/d.
El superávit actual ronda los 2 millones de b/d, por lo que si contamos un incremento en la demanda de 2026 en torno 1,1 millones de b/d, implica que a finales de 2026, el balance oferta-demanda se habrá completamente equilibrado.
Incluso, como la demanda del segundo semestre es superior al del primer semestre en dos millones de b/d, en la segunda parte del año 2026, espero una reducción de inventarios.
Conclusión.
Como había anticipado y ahora pueden comprobar con datos, el exceso de oferta termina a finales de 2026. Y para los próximos años, si el shale oil USA comienza a descender, la ausencia de nuevos desarrollos en cantidad suficiente, el declive esperado de los viejos yacimientos y el incremento de la demanda previsto, auguran déficit permanente consolidado hacia finales de década.
Vamos a ver que medidas desesperadas toman para compensarlo.
En todo caso solo una opinión con algunos datos y veremos como evoluciona. No se tomen esta perspectiva como una certeza, porque solo quiero monitorizar el mercado y ajustar las previsiones a la realidad.
Desde luego este año va a ser muy interesante. Muchas gracias Quark por tus análisis. Feliz 2026 dentro de lo que cabe.
ResponderEliminarBueno, gracias Sergio.
EliminarNo sé como habrá salido, porque lo escribía mientras escuchaba el concierto de año nuevo.
Si hay algún error pido disculpas y por favor, comentarlo.
Sobre la plata
ResponderEliminarhttps://theuaob.substack.com/p/the-silver-bullet-is-missing-early?utm_source=post-banner&utm_medium=web&utm_campaign=posts-open-in-app&triedRedirect=true
"Los acontecimientos de esta semana marcan el final de una era. Cuando el Grupo CME anunció otra ronda de aumentos punitivos del margen en los contratos de plata, no sólo “estabilizaron” un mercado volátil; destruyeron el mecanismo de descubrimiento de precios.
Para comprender la gravedad de este momento es necesario volver a los primeros principios. Una bolsa de futuros de materias primas no es un casino de derivados por accidente de bajo volumen de entrega; es un mercado en virtud de una instalación única y crucial: la amenaza creíble y la vía operativa para la entrega física. Este mecanismo no es una característica menor—es el piedra clave. Como el El propio Grupo CME afirma, se implementa la entrega física 'por diseño' con un propósito crítico: garantizar 'la convergencia en los precios entre el mercado físico y el mercado de futuros al vencimiento del futuro’' Es esta atadura —este matrimonio forzado del contrato de papel con el metal físico— la que legitima el precio de la pantalla como herramienta de descubrimiento, no sólo de especulación. Si se corta esta atadura, no se ha “estabilizado” un mercado, sino que se lo ha redefinido. El precio en la pantalla se convierte en una variable financiera de circuito cerrado, una sombra divorciada de la sustancia del mundo físico. Lo que estamos presenciando no es una corrección del mercado, sino el fracaso de este principio fundamental de diseño bajo el peso de la realidad material."
https://worldoil.com/news/2025/12/31/venezuela-oil-output-drops-25-in-orinoco-belt-as-u-s-pressure-builds/
ResponderEliminarLa producción de Venezuela de su fuente más rica de depósitos de petróleo está disminuyendo a medida que las fuerzas estadounidenses en el Caribe limitan las exportaciones y la amenaza de ataques terrestres presiona aún más al régimen de Nicolás Maduro.
La producción de petróleo en la Faja del Orinoco cayó a 498.131 barriles diarios el 29 de diciembre, una caída del 25 % con respecto a dos semanas antes, según datos internos de la petrolera estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA). PDVSA, como se conoce a la compañía, ha comenzado a cerrar pozos petroleros en algunos campos debido a que se está quedando sin espacio de almacenamiento y no puede exportar con la suficiente rapidez.
Hola Quark! Feliz Año Nuevo. HFI Research hizo un análisis interesante sobre la producción de petróleo de este año https://x.com/HFI_Research/status/1992137985027149867. Además, conté nuevos FID para proyectos con una producción total de 1,5 millones de barriles por día (proyectos aprobados desde marzo de 2025 con inicio de producción en los años 2028-2030). Los proyectos para otro 1 millón de barriles por día deberían ser aprobados este año. La mayoría de ellos fueron mencionados en IEA OIL 2025, pero hay algunos nuevos (por ejemplo, Sea Lion, SEAP 1, SEAP 2). Podemos empezar a pensar en qué se lanzará en 2031. Personalmente, apuesto por Ranger en Guyana, Bumerangue, Jupiter y Peroba (nadie prestará atención al alto CO2), Mopane en Namibia, quizás Mar de Grau en Perú o la primera plataforma en Groenlandia. Creo que en total estos proyectos deberían dar 1-1,5 millones de barriles por día. Así que la situación es mala, pero quizás no trágica, y la caída será más suave.
ResponderEliminarHola Piotr.
EliminarHe mirado las cifras de HFI Research y en principio coinciden con mis cálculos. La sobre oferta desaparece en el segundo semestre de 2026. Pero además en las cuentas de HFI están incluidos los LGN de USA (lo que distorsiona un poco el total, porque la producción de LGN USA va a seguir creciendo, mientras va a disminuir el crudo).
Respecto a los FID para 2028-2030 por un total de 1,5 millones me parece totalmente factible, pero tengo alguna duda con Mopane en Namibia. Están todavía en fase preliminar, con intercambio de fichas entre diferentes entidades. Cuando terminen tienen que planificar todo y ponerlo en marcha. Quizás 2031 sea un poco pronto, visto los problemas que están teniendo en algún descubrimiento (como comenté en un post). Sea Lion comienza con poca producción en la primera fase y además toda la infraestructura está por construir. puede haber retrasos.
Guyana va como un tiro y están adelantando la producción.
La razón del descenso a partir de 2030 no tiene que ver tanto con la falta de proyectos, sino con la caída del shale oil USA y sobre todo, el inicio del declive de los grandes yacimientos de Oriente Medio. Sabemos que Ghawar está entrando en fase terminal y viendo la imposibilidad de aumentar la producción de Kuwait,. apostaría por un descenso de Burgan muy pronto. Los demás van sobre la marcha, Sverdrupp ya ha hecho cenit y advierten que comenzará el descenso en 2026. Las ampliaciones de los grandes campos terminan con Zuluf y Upper Zakum y veo complicado por el problema del agua, un incremento de Irán e Irak (este último tiene margen para un incremento de 500.000 b/d, gracias a la intervención de Total).
¿Ya han descubierto algo en Mar de Grau?
No tengo noticias, https://www.offshore-energy.biz/chevron-anadarko-and-westlawn-shake-hands-on-oil-gas-exploration-offshore-peru/
Petrobrás tiene algún problema con las inversiones y ha retrasado alguna inversión. SEAP 1- SEAP 2 pueden retrasarse debido a ello.
Lo más interesante de 2025 fue el descubrimiento de BP en aguas brasileñas.
https://brazilenergyinsight.com/2025/08/04/bp-makes-largest-oil-and-gas-discovery-in-decades-in-the-brazilian-pre-salt/#:~:text=BP%20holds%20100%25%20participation%20in,increase%20production%20out%20to%202035.
En Groenlandia dales tiempo, de momento nada de nada. Y cuando encuentran algo suma más de 10 años por las especiales dificultades y falta de infraestructura.
El FID para 1,5 millones de barriles ya ha sido aprobado. En esto se incluye SEAP - https://brazilenergyinsight.com/2025/12/30/petrobras-has-approved-the-final-investment-fid-decision-for-the-development-of-the-sergipe-deep-waters-module-2-seap-ii-project-in-the-sergipe-alagoas-basin/. Los proyectos para 1 millón deberían aprobarse este año. Rystad estima un potencial de producción en Mar de Grau de 100-150 kbpd si las obras exploratorias tienen éxito. En 2027 se llevarán a cabo grandes trabajos en Groenlandia. En Guyana se logró poner en marcha la primera producción en 4 años desde el descubrimiento.
EliminarSí, aprobar el FID es una cosa y ponerlo en marcha en tiempo y forma, otra.
EliminarGroenlandia tiene que descubrir algo todavía y cuando lo descubran, como muy pronto, 2040.
En Guyana ya he dicho que van como un tiro y en Mar de Grau no han descubierto nada, solo son prospecciones. No nos adelantemos ...
Rosebank en el Reino Unido fue aprobado en Septiembre de 2023. En Enero de 2025 fue declarado ilegal y ahora está en tierra de nadie. No es tan fácil.
Sea Lion por ejemplo, está aprobado pero tiene problemas de financiación. Cuesta 2.100 millones de dólares la primera fase. Cualquier piedra en el camino provocará retrasos sin duda, porque los actores principales, carecen de poder de negociación, si surge cualquier imprevisto. No es lo mismo que Exxon en Guyana.