Publicado el: 2026-06-09
Brasil, Guyana y Argentina no deberían poder influir decisivamente en el crecimiento del petróleo en 2026 con tan solo un 5,5 % de cuota de mercado. Sin embargo, su expansión combinada de 410 000 barriles diarios representa aproximadamente el 51 % del crecimiento previsto de la producción mundial de crudo, lo que convierte a tres importantes proveedores regionales en parte de un mercado que aún está en expansión.
El mercado no ha ignorado el crecimiento del petróleo en América Latina; simplemente ha subestimado el grado de concentración que ha alcanzado la próxima oleada de suministro de países no pertenecientes a la OPEP.
Se prevé que Brasil, Guyana y Argentina añadan unos 410.000 barriles diarios en 2026, lo que equivale aproximadamente al 51% del crecimiento proyectado de la producción mundial de crudo.
Su producción combinada asciende a tan solo unos 5,7 millones de barriles diarios, lo que representa aproximadamente el 5,5% del mercado petrolero mundial, que alcanza los 104 millones de barriles diarios.
Esta brecha genera una señal de apalancamiento de crecimiento de 9,3x, lo que otorga al trío mucha más influencia sobre la nueva oferta de la que sugiere el tamaño de su mercado.
Brasil aporta unos 200.000 barriles diarios, Guyana suma alrededor de 140.000 barriles diarios y Argentina suma unos 70.000 barriles diarios.
El riesgo reside en la ejecución, no en la geología: Brasil necesita que las plataformas marinas estén operativas, Guyana necesita la fiabilidad de Stabroek y Argentina necesita capacidad de exportación.
El pronóstico STEO de la EIA de diciembre sitúa el crecimiento de la producción mundial de crudo en unos 800.000 barriles diarios en 2026, de los cuales Brasil, Guyana y Argentina representarán unos 400.000 barriles diarios.
Según las cifras de la EIA a nivel de país, el aumento combinado se acerca a los 410 000 barriles diarios: Brasil con +200 000 barriles diarios, Guyana con +140 000 barriles diarios y Argentina con +70 000 barriles diarios. Tres productores, con una cuota de mercado de aproximadamente el 5,5 %, representan cerca del 51,25 % del crecimiento previsto del crudo mundial.
| País | Crecimiento en 2026 | Conductor principal |
|---|---|---|
| Brasil | +200.000 barriles por día | FPSO de Búzios |
| Guayana | +140.000 barriles por día | Bloque Stabroek |
| Argentina | +70.000 barriles por día | esquisto de Vaca Muerta |
| Total | +410.000 barriles por día | Aguas profundas + esquisto |
Su base combinada de crudo para 2026 es de aproximadamente 5,7 millones de barriles diarios, frente a un mercado petrolero mundial de unos 104 millones de barriles diarios, según el Informe del Mercado Petrolero de mayo de la AIE. La diferencia entre una participación de crecimiento del 51,25 % y una participación de mercado del 5,5 % genera la conclusión principal del artículo: un apalancamiento de crecimiento de 9,3 veces.
Brasil aporta la mayor parte del crecimiento del trío a través de la escala de la producción en alta mar. Se prevé que la producción de crudo alcance un promedio de aproximadamente 4 millones de barriles diarios en 2026, frente a los 3,8 millones de barriles diarios de 2025, gracias al aumento de la producción mediante nuevas plataformas flotantes de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) en Búzios, operadas por Petrobras. La contribución de Brasil se manifiesta en una sucesión de incrementos repentinos en la oferta impulsados por las plataformas, y no en un aumento gradual.
Petrobras afirma que la plataforma P-78 en Búzios 6 tiene una capacidad de 180 000 barriles de petróleo por día, lo que eleva la capacidad de producción instalada de Búzios a aproximadamente 1,15 millones de barriles diarios. La plataforma P-79 en Búzios 8 tiene la misma capacidad de 180 000 barriles diarios, y se prevé que la primera producción comience el 1 de mayo de 2026. Una sola plataforma en Búzios representa más del doble de la contribución total al crecimiento de la producción de crudo de Argentina prevista para 2026.
El aumento previsto de 200 000 barriles diarios en la producción brasileña depende menos del descubrimiento de petróleo adicional que de la conversión de la capacidad instalada en alta mar en una producción constante. La velocidad de puesta en marcha, el tiempo de actividad y la disciplina financiera de Petrobras determinarán si la capacidad nominal se traduce en un suministro fiable.
Búzios ya opera a escala de megacampo, con una capacidad instalada que aumentó de aproximadamente 1,15 millones de barriles por día después de P-78 a aproximadamente 1,33 millones de barriles por día después de P-79. Brasil sigue siendo la parte más estable del trío, mientras que su riesgo se ha desplazado del descubrimiento a la ejecución en alta mar.
La industria petrolera de Guyana pasó de la exploración de yacimientos inexplorados a la producción de materiales en menos de una década. La producción se multiplicó por diez aproximadamente entre 2020 y 2025, concentrándose en el Bloque Stabroek, liderado por ExxonMobil, y su conjunto de plataformas flotantes de producción, almacenamiento y descarga (FPSO).
ExxonMobil afirma que Yellowtail, el cuarto proyecto marino de Guyana, inició su producción en agosto de 2025 y elevó la capacidad instalada del país por encima de los 900.000 barriles diarios. La plataforma flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) ONE GUYANA tiene como objetivo una producción anual promedio inicial de 250.000 barriles diarios, suficiente incluso dentro de una provincia petrolera madura.
Uaru representa el siguiente nivel de suministro. ExxonMobil prevé que el quinto proyecto de Stabroek añada aproximadamente 250 000 barriles diarios de capacidad tras su puesta en marcha prevista para 2026. El aumento previsto de 140 000 barriles diarios para Guyana depende de que las plataformas flotantes de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) existentes mantengan una base más alta mientras la nueva capacidad en alta mar comienza a producir.
El incremento se canaliza a través de un sistema marítimo limitado, lo que otorga mayor peso en el mercado a cada puesta en marcha de una FPSO. Un retraso en la puesta en servicio, una parada por mantenimiento o un rendimiento inferior de la plataforma no serían un problema marginal; afectarían a uno de sus tres pilares principales en cada país.
Vaca Muerta le da a Argentina el componente de esquisto en el crecimiento de la producción de crudo para 2026. La EIA pronostica que la producción de crudo aumentará de 670 000 barriles por día en 2024 a 740 000 barriles por día en 2025 y 810 000 barriles por día en 2026, y se estima que Vaca Muerta representará el 62 % de la producción nacional de crudo entre enero y octubre de 2025.
Argentina es el país que menos contribuye al crecimiento del trío, con un aumento previsto de unos 70 000 barriles diarios, pero su potencial de crecimiento es más evidente de lo que sugiere la cifra principal. Los datos de la Secretaría de Energía, publicados por Data Energía, muestran que la producción de abril de 2026 alcanzó los 891 704 barriles diarios, el nivel más alto en un siglo de actividad industrial.
La siguiente etapa depende de la exportación del crudo. Oldelval prevé que la producción de Vaca Muerta alcance 1 millón de barriles diarios para 2028, mientras que un sistema de oleoductos de 1.400 millones de dólares conecta la cuenca occidental de Neuquén con la costa atlántica argentina. La infraestructura de exportación determinará si el crudo de Vaca Muerta se mantiene como producción nacional o si llega a los compradores de la cuenca atlántica.
Argentina ya tiene la roca. Ahora el mercado está probando los oleoductos, las terminales y la política que la rodea.
Una perspectiva de demanda dividida para 2026 otorga mayor importancia a cada barril confiable fuera de la OPEP. Brasil, Guyana y Argentina entran en la parte del equilibrio que aún se mueve: la nueva oferta.
La señal de 9,3x mide esa presión. Su cuota de mercado actual es pequeña, pero su contribución al crecimiento es lo suficientemente grande como para afectar a los inventarios, los flujos de carga en la cuenca del Atlántico y las previsiones de capacidad ociosa antes de que se pongan al día en los rankings de producción.
La OPEP+ sigue controlando la política de capacidad ociosa. Estados Unidos continúa dominando el panorama fuera de la OPEP. Brasil, Guyana y Argentina ocupan una posición diferente: son productores más pequeños cuyos nuevos barriles llegan justo cuando el equilibrio es más delicado.
En un mercado petrolero de crecimiento más lento, aumentar la producción de barriles puede ser más importante que producirlos.
El crecimiento se produce a través de un conjunto limitado de sistemas físicos: las plataformas flotantes de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) de Búzios, las plataformas de Stabroek y las rutas de exportación de Vaca Muerta. Un retraso en cualquiera de ellos afecta al mismo flujo de suministro que respalda la cifra principal.
La exposición de Brasil se centra en las operaciones en alta mar. Una puesta en marcha más lenta de las plataformas flotantes de producción, almacenamiento y descarga (FPSO), una menor disponibilidad operativa o un retraso en la ejecución por parte de Petrobras pueden reducir la oferta en 2026, incluso si el yacimiento presalino permanece intacto. El petróleo está ahí; el riesgo reside en convertir la capacidad instalada en una producción constante y dentro del plazo previsto.
El aumento previsto de 140 000 barriles diarios en Guyana se basa en un sistema de producción en alta mar concentrado, lo que otorga mayor peso en el mercado a cada nueva instalación de FPSO. Un retraso en la puesta en marcha, una parada por mantenimiento o un rendimiento inferior de la plataforma afectarían a uno de los tres pilares principales que sustentan la cifra de crecimiento del 51 %.
La situación de Argentina se encuentra entre la producción de gas de esquisto y el acceso a las exportaciones. Vaca Muerta puede seguir batiendo récords de producción, pero los barriles atrapados por las limitaciones de oleoductos, terminales, financiación o permisos locales impiden reequilibrar el mercado atlántico. El escrutinio ambiental en torno a los residuos del fracking y las preocupaciones locales en Neuquén añaden otra limitación a un crecimiento que ya pone a prueba la infraestructura.
El riesgo es físico antes que financiero. Brasil necesita disponibilidad operativa, Guyana necesita fiabilidad en la plataforma y Argentina necesita capacidad de exportación. Sin estos tres elementos, el pronóstico se queda en papel.
La clasificación de la producción seguirá comenzando con los gigantes. El mapa de crecimiento para 2026 apunta a otros lugares: Búzios, Stabroek y Vaca Muerta. Brasil, Guyana y Argentina siguen estando en un segundo plano en cuanto a producción, pero sus barriles se sitúan en el centro del próximo aumento de la oferta.
En 2026, el barril que cambiará el mercado petrolero vendrá de fuera de los primeros puestos de la clasificación.
