Tamaño y participación del mercado de petróleo y gas de Brasil
Visión General del Mercado
| Período de Estudio | 2021 - 2031 |
|---|---|
| Período de Datos Pronosticados | 2026 - 2031 |
| Tamaño del mercado en el año base (2025) | 22.76 Mil millones de dólares |
| Tamaño del Mercado (2026) | 23.67 Mil millones de dólares |
| Tamaño del Mercado (2031) | 28.82 Mil millones de dólares |
| Tasa de crecimiento (2026 - 2031) | 4.01% CAGR |
| Concentración del Mercado | Alto |
Jugadores principales *Nota aclaratoria: los principales jugadores no se ordenaron de un modo en especial Imagen © Mordor Intelligence. El uso requiere atribución según CC BY 4.0. | |
Análisis del mercado de petróleo y gas de Brasil por Mordor Intelligence
Se espera que el mercado de petróleo y gas de Brasil crezca de USD 22,76 mil millones en 2025 a USD 23,67 mil millones en 2026, y se prevé que alcance USD 28,82 mil millones para 2031 a una CAGR del 4,01% durante el período 2026-2031.
La sólida producción en aguas ultraprofundas presalinas, el constante desarrollo de infraestructura intermedia y las políticas de sustitución de combustibles mantienen la demanda resiliente incluso cuando las condiciones de financiamiento se endurecen. La actividad en aguas arriba domina los flujos de capital, ya que los yacimientos presalinos ofrecen una productividad récord y costos de extracción competitivos, mientras que las subastas gubernamentales están desbloqueando nueva acreaje tanto para operadores estatales como privados. El crecimiento del segmento intermedio se acelera a medida que los nuevos gasoductos reducen las tasas de reinyección y alimentan los crecientes proyectos de gas para generación eléctrica, y la liberalización del segmento aguas abajo genera ganancias de eficiencia al permitir que refinadores independientes modernicen sus activos. El capital privado, las herramientas digitales avanzadas para campos petroleros y los proyectos piloto de captura de carbono respaldan la eficiencia operativa, mientras que las normas de contenido local y los cuellos de botella en la refinación moderan los márgenes.
Conclusiones clave del informe
- Por sector, el segmento de aguas arriba representó el 78,62% de la participación del mercado de petróleo y gas de Brasil en 2025 y se proyecta que registre el crecimiento más rápido con una CAGR del 4,27% hasta 2031.
- Por ubicación, los campos terrestres capturaron el 75,40% de la participación de ingresos en 2025, mientras que se espera que las operaciones marinas crezcan a una CAGR del 5,63% hasta 2031.
- Por servicio, la construcción representó el 50,10% de la demanda en 2025; el desmantelamiento es el servicio de mayor crecimiento, con una CAGR del 6,44% hasta 2031.
- Petrobras produjo el 90,19% de los hidrocarburos del país en 2024; sin embargo, las desinversiones en curso están ampliando el espacio para las grandes empresas internacionales y los operadores independientes locales.
Nota: Las cifras del tamaño del mercado y los pronósticos de este informe se generan utilizando el marco de estimación patentado de Mordor Intelligence, actualizado con los datos y conocimientos más recientes disponibles a partir de enero de 2026.
Tendencias e información del mercado de petróleo y gas de Brasil
Análisis del impacto de los impulsores*
| Impulsor | (~) % de impacto en la previsión de CAGR | Relevancia geográfica | Horizonte de impacto |
|---|---|---|---|
| Aceleración de la producción presalina 2025-2029 | 1.20% | Cuencas de Santos y Campos, costa afuera de Brasil | Mediano plazo (2-4 años) |
| Las rondas de licitación 13.ª y 14.ª de la ANP impulsan el gasto de capital en exploración y producción (2024 en adelante) | 0.80% | Nacional, con concentración en el margen ecuatorial | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Desinversiones de Petrobras que abren el segmento intermedio y aguas abajo al capital privado | 0.60% | Nacional, con enfoque en las refinerías del Nordeste | Mediano plazo (2-4 años) |
| Desarrollo de gas para generación eléctrica bajo la Nueva Ley del Gas | 0.40% | Nacional, con énfasis en el Nordeste y el Sureste | Largo plazo (≥ 4 años) |
| Adopción de campos petroleros digitales (optimización de pozos impulsada por IA) | 0.30% | Campos presalinos y postsalinos en alta mar | Mediano plazo (2-4 años) |
| No suficientemente reportado: centros de captura y almacenamiento de carbono vinculados a campos agotados de Campos | 0.20% | Cuenca de Campos, estado de Río de Janeiro | Largo plazo (≥ 4 años) |
| Fuente: Mordor Intelligence | |||
Aceleración de la producción presalina 2025-2029
Los pozos presalinos entregaron el 71,5% de la producción de Brasil de 36,9 millones de b/d en 2024, y el campo Tupi por sí solo bombeó 780.050 b/d en marzo de 2025.[1]Agência Brasil, "Brasil supera las exportaciones de soja con petróleo en 2024", agenciabrasil.ebc.com.br Cinco FPSO en operación en Búzios ya han alcanzado una producción combinada de 600.000 b/d, y se espera que dos unidades adicionales (P-84 y P-85) añadan una producción combinada de 450.000 b/d para 2030. Petrobras planea destinar USD 79 mil millones de su presupuesto 2025-2029 a exploración y producción, lo que permitirá a Brasil aspirar a un puesto entre los cinco principales exportadores mundiales antes de 2030. Las gruesas capas de evaporita a 5.500–6.500 m sellan los yacimientos, lo que permite proyectos piloto de inyección de CO₂ que podrían desbloquear 5.700 millones de barriles adicionales y secuestrar 266 millones de t de CO₂ en dos décadas. El aumento de los volúmenes sustenta las entradas de divisas, ayudando a Brasil a superar a la soja como su principal exportación en 2024.
Rondas de licitación 13.ª y 14.ª de la ANP que impulsan el gasto de capital en exploración y producción
Las recientes rondas de licenciamiento de la ANP ofrecieron 173 bloques, atrayendo a Chevron, Shell y otros a pesar del escrutinio ambiental. Las adjudicaciones en el sur de Santos y Pelotas en 2024 ampliaron la diversidad de la cartera, mientras que la cuenca Foz do Amazonas hizo su debut en la lista de oferta permanente con 47 bloques en alta mar. El modelo mixto de concesión y contratos de producción compartida de Brasil logra un equilibrio entre la flexibilidad para los inversores y los ingresos estatales, con la ANP estimando un gasto de aguas arriba de entre USD 428.000 y 474.000 millones hasta 2031. Los trabajos sísmicos y de evaluación en etapas tempranas se están acelerando a medida que los operadores buscan participación en el próximo análogo presalino.[2]ANP, "Resultados de las rondas de licenciamiento 13.ª y 14.ª", anp.gov.br
Desinversiones de Petrobras que abren el segmento intermedio y aguas abajo al capital privado
La venta de RLAM a Mubadala Capital por USD 1.800 millones en 2024 marcó un cambio estructural en el segmento aguas abajo. La integración de la red de TAG con una terminal privada de GNL en octubre de 2024 ilustró cómo los nuevos participantes están remodelando la logística del gas. TAG tiene como objetivo BRL 5.200 millones en mejoras de gasoductos para 2028, mientras que Petrobras continúa implementando desinversiones selectivas para centrarse en su acreaje principal en aguas ultraprofundas. Una propiedad más amplia fomenta la eficiencia, eleva la utilización de la refinación doméstica y diversifica los canales de financiamiento.
Desarrollo de gas para generación eléctrica bajo la Nueva Ley del Gas
La producción de gas natural ascendió a 165,53 millones de m³/d en marzo de 2025, un aumento interanual del 15% respaldado por la capacidad de 44 millones de m³/d de la Rota 3. La Nueva Ley del Gas de 2021 fomenta el acceso de terceros y limita los volúmenes de reinyección, garantizando que las moléculas lleguen a las centrales eléctricas cuando los embalses hidroeléctricos están agotados. Petrobras ya firmó un contrato de suministro indexado al precio por BRL 6.400 millones con Compagas, efectivo a partir de 2025, y ha lanzado su primera licitación de biometano, que establece un contenido renovable del 1% a partir de enero de 2026. Las tarifas competitivas y la mayor seguridad del suministro deberían estabilizar los costos de electricidad y catalizar una mayor capacidad térmica.
Análisis del impacto de las restricciones*
| Restricción | (~) % de impacto en la previsión de CAGR | Relevancia geográfica | Horizonte de impacto |
|---|---|---|---|
| Normas de contenido local que elevan los costos del proyecto | -0.90% | Nacional, con mayor impacto en los proyectos en alta mar | Mediano plazo (2-4 años) |
| Persistente subcapacidad de refinerías y volatilidad en las importaciones de combustible | -0.60% | Nacional, con concentración en el Nordeste | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Crecientes obstáculos de financiamiento impulsados por criterios ESG en alta mar | -0.40% | Operaciones presalinas y postsalinas en alta mar | Largo plazo (≥ 4 años) |
| No suficientemente reportado: congestión logística portuaria para módulos de GNL y FPSO | -0.30% | Santos, Suape y principales puertos costeros | Mediano plazo (2-4 años) |
| Fuente: Mordor Intelligence | |||
Normas de contenido local que elevan los costos del proyecto
La Resolución 726 restablece los objetivos mínimos, pero aún obliga a los operadores a obtener bienes especializados localmente, lo que eleva los costos de los FPSO y de perforación hasta un 60% por encima de los promedios de los astilleros globales.[3]Centro Columbia sobre Inversión Sostenible, "Normas de contenido local en el sector de petróleo y gas de Brasil", ccsi.columbia.edu La verificación requiere auditores externos e impone riesgos de programación, por lo que el organismo sectorial IBP aboga por créditos de licitación más flexibles. Las cargas de cumplimiento recaen con mayor peso en los empalmes de aguas ultraprofundas de ejecución acelerada, donde la capacidad doméstica limitada para hardware subsea de alta especificación alarga los plazos de entrega y reduce la competencia entre proveedores.
Persistente subcapacidad de refinerías y volatilidad en las importaciones de combustible
Petrobras está invirtiendo USD 892 millones para duplicar la capacidad de RNEST a 260.000 b/d para 2028, sin embargo, se prevé que la demanda de gasolina y diésel crezca entre un 2% y un 3% anual, manteniendo la dependencia de las importaciones. La utilización en las 11 refinerías de Brasil se encuentra cerca de los límites técnicos, lo que obliga a exportar petróleo crudo e importar productos refinados más costosos, lo que comprime los márgenes y genera exposición al tipo de cambio. Los mayores mandatos de mezcla de biocombustibles mitigan parte del déficit; sin embargo, es probable que los desequilibrios sostenidos en los productos persistan hasta 2030.
*Nuestras previsiones consideran los impactos de impulsores y restricciones como direccionales, no aditivos. Las previsiones de impacto reflejan el crecimiento base, los efectos de mezcla y las interacciones entre variables.
Análisis de segmentos
Por sector: el segmento de aguas arriba consolida el liderazgo del mercado
El segmento de aguas arriba representó el 78,62% del mercado de petróleo y gas de Brasil en 2025 y también está proyectado para expandirse a una CAGR del 4,27% de 2026 a 2031, confirmando su doble condición de ancla de ingresos y motor de crecimiento del mercado de petróleo y gas de Brasil. La productividad presalina impulsa este dominio, con la zona contribuyendo el 79,8% de la producción nacional en marzo de 2025 y registrando un récord de 3,716 millones de barriles de petróleo equivalente (boe) por día, más que cualquier otra fuente individual en América Latina. Petrobras ha destinado USD 77.300 millones para exploración y producción en su plan 2025-2029, lo que subraya cómo el capital continúa fluyendo hacia la delimitación de yacimientos, nuevos pozos y nueva capacidad de FPSO incluso cuando las condiciones de financiamiento se endurecen. Las actividades del segmento intermedio y aguas abajo siguen siendo estructuralmente menores, aunque se benefician del desarrollo de gasoductos y las desinversiones que invitan a refinadores privados y transportistas de gas a modernizar activos.
El dinamismo de aguas arriba también refleja la proyección de la ANP de entre USD 428.000 y 474.000 millones en gasto nacional de exploración y producción hasta 2031, ya que las recientes rondas de licitación han abierto nuevo acreaje a las grandes empresas globales que buscan replicar el éxito presalino. El contrato de servicios integrados de USD 800 millones de SLB en más de 100 pozos de Petrobras demuestra cómo las empresas de servicios están incorporando pruebas de formación impulsadas por IA y mapeo de fluidos en tiempo real para reducir los ciclos de perforación y aumentar los factores de recuperación. Estos avances tecnológicos, combinados con caudales confiables de 15.000 a 20.000 barriles por día (b/d) por pozo, posicionan a Brasil para alcanzar aproximadamente 4,9 millones de barriles por día (b/d) para 2032, un nivel que situaría a Brasil entre los cinco principales exportadores de petróleo crudo del mundo. La continua consolidación en aguas arriba, por tanto, sigue siendo fundamental para generar divisas, ingresos fiscales y seguridad de suministro a largo plazo.
Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al adquirir el informe
Por ubicación: el dominio terrestre enfrenta el desafío marino
Los activos terrestres mantuvieron el 75,40% de la participación del mercado de petróleo y gas de Brasil en 2025, reflejando décadas de despliegue de infraestructura en campos maduros de las cuencas del Recôncavo, Potiguar y Solimões. Estas áreas se benefician de menores costos de extracción, sistemas de recolección establecidos y proximidad a las refinerías, lo que las convierte en generadores confiables de efectivo incluso cuando la producción declina naturalmente. Sin embargo, los proyectos en alta mar avanzan más rápido, con una CAGR del 5,63% proyectada para 2026-2031, a medida que la tecnología de aguas ultraprofundas accede a zonas de pago más gruesas y presiones más altas que la geología terrestre no puede igualar. El desarrollo presalino de Gato do Mato, programado para producir 120.000 b/d desde 2029, ejemplifica cómo los nuevos centros en la Cuenca de Santos están remodelando el mapa de producción de Brasil y desplazando el capital corporativo hacia el mar.
La puesta en servicio por parte de Petrobras de los FPSO P-84 y P-85, cada uno con capacidad para 225.000 b/d y programados para entrar en operación en 2029-2030, subraya aún más la creciente atracción marina sobre el gasto de capital nacional. El licenciamiento en la frontera refuerza esta inclinación: cuarenta y siete bloques en la cuenca Foz do Amazonas entraron en el ciclo de oferta permanente por primera vez en 2025, atrayendo ofertas de consorcios Petrobras-Chevron a pesar de los obstáculos ambientales. Si bien los campos terrestres siguen suministrando volúmenes constantes y flujo de efectivo rápido, la narrativa de crecimiento a largo plazo descansa ahora en plataformas en alta mar, empalmes subsea y FPSO de alta capacidad que pueden monetizar yacimientos de miles de millones de barriles con puntos de equilibrio competitivos.
Por servicio: la construcción domina mientras el desmantelamiento se acelera
Las actividades de construcción representaron el 50,10% del gasto de 2025, reflejando el tamaño del mercado de petróleo y gas de Brasil requerido para financiar refinerías, gasoductos y FPSO de próxima generación que anclan el crecimiento de la producción. Los ejemplos emblemáticos incluyen la integración Reduc-Boaventura por USD 4.800 millones, que añade 76.000 b/d de capacidad de procesamiento de diésel, y el proyecto de USD 892 millones para duplicar la capacidad de RNEST a 260.000 b/d para 2028, ambos diseñados para aumentar la producción doméstica de productos refinados y reducir la dependencia de las importaciones. Los pedidos de FPSO, aunque menores hoy en día, son el tipo de activo de más rápido crecimiento, proyectados para una CAGR del 6,44% entre 2026 y 2031, a medida que los campos maduros en aguas someras alcanzan el final de su vida útil y las nuevas líneas troncales mantienen ocupados los astilleros de ingeniería, asegurando que la construcción siga siendo la mayor porción individual de la cadena de valor.
El desmantelamiento, aunque menor hoy en día, es el tipo de activo de más rápido crecimiento, proyectado para una CAGR del 6,44% entre 2026 y 2031, a medida que los campos maduros en aguas someras llegan al final de su vida útil y los reguladores endurecen las normas de restauración de sitios. La ANP recientemente aprobó BRL 72.000 millones en garantías para que Petrobras retire 127 campos, creando un auge de trabajo en taponamiento de pozos, purga de gasoductos y desmantelamiento de instalaciones superiores que los contratistas especializados están ansiosos por capturar. Este equilibrio del ciclo de vida —construcciones de campos nuevos y retiros de campos existentes de manera simultánea— enriquece el portafolio de servicios petroleros de Brasil, incorpora estándares ambientales más elevados y señala un sector que está madurando hacia una administración integral de activos en todo su espectro, en lugar de un modo de pura expansión.
Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al adquirir el informe
Análisis geográfico
Las riquezas presalinas anclan la producción en las Cuencas de Santos y Campos frente a Río de Janeiro y São Paulo, produciendo juntas el 79,8% de la producción nacional en marzo de 2025. El clúster de Santos alberga Búzios, Tupi y Mero, cada uno vinculado a FPSO de alta capacidad que simplifican los empalmes y comparten rutas de exportación de gas. Campos proporciona reservas maduras y futuros centros de captura y almacenamiento de carbono, mientras que la expansión del gasoducto Rota 3 canaliza el gas hacia el corredor industrial del Sureste.
El Nordeste está emergiendo como un nodo de refinación y GNL. La duplicación de RNEST a 260.000 b/d y la terminal multipropósito de Suape reducirán los déficits de productos limpios y sustentarán el crecimiento en Bahía y Pernambuco. Los acuerdos de TAG y utilidades de gas están ampliando las interconexiones de gasoductos, convirtiendo la región en un punto de equilibrio para las moléculas domésticas y los cargamentos al contado.
La atención se está desplazando hacia el norte, donde la cuenca Foz do Amazonas del margen ecuatorial entró en el ciclo de oferta permanente en 2025, atrayendo el interés de Petrobras y Chevron, a pesar de la presión ambiental. Las imágenes sísmicas mejoradas y los posibles análogos al bloque Stabroek de Guyana son alentadores. Si se materializan los éxitos exploratorios, el mercado de petróleo y gas de Brasil podría experimentar un cambio significativo en la diversificación geográfica y una mitigación del riesgo de concentración en el Sureste.
Panorama regulatorio
La supervisión upstream y midstream de Brasil se basa en la Ley del Petróleo (Lei no 9.478/1997) y está administrada principalmente por la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP), con orientación política del Ministerio de Minas y Energía (MME) y las resoluciones del CNPE. La Resolución ANP No. 969/2024 actualizó y estandarizó los procedimientos de licitación para los regímenes de concesión y reparto de producción, fortaleciendo el mecanismo de Oferta Permanente como vía continua de acceso al mercado tanto para áreas maduras como de frontera. En 2024, el MME lanzó Potencializa E&P para estimular la exploración y producción en nuevas fronteras y campos maduros, vinculando la actividad de licenciamiento a un esfuerzo más amplio para sostener la producción y atraer inversión privada.
La regulación del mercado de gas también avanza hacia la competencia bajo la nueva Ley del Gas de 2021 (Lei no 14.134/2021). La Agenda Regulatoria 2025-2026 de la ANP incluye 56 acciones en E&P, movimiento de infraestructura y calidad del suministro. En julio de 2026 entró en vigor la Resolución ANP No. 1.003/2026, que establece reglas de acceso negociado y no discriminatorio de terceros a la infraestructura esencial de gas natural, incluidas las terminales de GNL, los gasoductos de exportación y las instalaciones de procesamiento. La agenda también formaliza las herramientas de la ANP para gestionar disputas de acceso a la infraestructura (incluyendo casos con participación de PPSA y Petrobras), lo cual es relevante para aliviar los cuellos de botella que han limitado la monetización del gas y restringido la entrada de transportistas no establecidos.
Panorama competitivo
Petrobras todavía controla el 90,19% del petróleo crudo nacional, pero sus desinversiones han reducido la concentración en el segmento aguas abajo, permitiendo que independientes como Acelen de Mubadala y PRIO ganen escala. Las grandes empresas internacionales —Shell, TotalEnergies, Equinor— cooperan con FPSO y mantienen participaciones considerables en licencias de frontera, aprovechando el conocimiento global en aguas profundas y el acceso al capital.
La digitalización y la eficiencia impulsan la ventaja competitiva: la perforación autónoma de SLB reduce el tiempo en pozo en un 60%, mientras que Baker Hughes ofrece empalmes subsea integrados que acortan los ciclos de proyectos presalinos. Las oportunidades sin explotar incluyen sistemas expansores de gas intermedio, refinerías modulares y centros de captura y almacenamiento de carbono. Las restricciones de financiamiento ESG elevan el estándar de transparencia y gestión del metano, recompensando a las empresas que implementan kits de reducción de quema de gas y adoptan informes verificados por medición.
El flujo reciente de operaciones destaca el dinamismo: la adquisición de Peregrino por parte de PRIO por USD 3.500 millones a Equinor crea el mayor productor independiente de Brasil, mientras que el compromiso de Shell con Gato do Mato consolida su posición como el principal productor de empresa de petróleo internacional. Por lo tanto, se espera que la intensidad competitiva aumente a medida que el capital privado respalda tanto los proyectos de campos existentes bien definidos como las licitaciones de frontera.
Líderes de la industria de petróleo y gas de Brasil
Petrobras
Shell Brasil
Equinor ASA
TotalEnergies
Repsol Sinopec Brasil
- *Nota aclaratoria: los principales jugadores no se ordenaron de un modo en especial
Oportunidades de mercado y perspectivas futuras
El espacio en blanco a corto plazo se concentra en la captura de bloques upstream y la evacuación de gas, ámbitos donde tanto la política como el capital corporativo están activos. En junio de 2026, la ANP avanzó en la agenda del Margen Ecuatorial al aprobar la nominación de 86 bloques de exploración para su posible inclusión en futuras rondas de licitación, complementando la vía de Oferta Permanente que agrega periódicamente nuevos bloques y campos. Potencializa E&P (MME, creado en 2024) también respalda un marco paralelo para revitalizar cuencas maduras (como Reconcavo) y ampliar la participación más allá de Petrobras, generando trabajo para independientes y proveedores de servicios en sísmica, perforación de evaluación, intervenciones de pozos y conexiones a campos maduros.
Las oportunidades midstream y downstream están cada vez más vinculadas a las normas de apertura de mercado y a la adaptación de refinerías, más que a la construcción de nuevas refinerías. La Resolución ANP No. 1.003/2026 (vigente desde el 1 de julio de 2026) codificó el acceso negociado de terceros a las terminales de GNL, gasoductos de exportación y unidades de procesamiento, mejorando el caso comercial para nuevos acuerdos de suministro de gas para generación eléctrica e industrial al reducir el riesgo de acaparamiento de capacidad. En cuanto a la demanda y la inversión, Petrobras aprobó su Plan de Negocios 2026-2030 en junio de 2026, con una cartera total de 109.000 millones de USD y 69.200 millones de USD asignados a E&P. También prioriza las mejoras de refinación mediante la expansión de activos existentes en lugar de nuevas refinerías, lo que clarifica la cartera de proyectos para las cadenas de suministro de EPC, subsea y FPSO, la eliminación de cuellos de botella y las soluciones de monitoreo de emisiones, en un contexto en que el sector aumenta su enfoque en la descarbonización operativa y el aprovechamiento del gas.
Desarrollos recientes del sector
- Junio de 2026: Petrobras aprobó su Plan de Negocios 2026-2030, con una inversión total de 109.000 millones de USD, de los cuales 69.200 millones de USD se destinan a exploración y producción. El plan reafirmó las prioridades de reposición de producción, posicionando las mejoras de refinación como la principal palanca downstream sin construir nuevas refinerías, definiendo la cartera de proyectos para servicios offshore, subsea y modernización de refinerías existentes.
- Mayo de 2026: Petrobras firmó contratos con SBM Offshore para la construcción de dos FPSO (P-81 y P-87) para el proyecto Sergipe Deepwater (SEAP). Las adjudicaciones impulsan una nueva frontera de producción en aguas profundas en la cuenca de Sergipe-Alagoas y respaldan compromisos de largo plazo en la cadena de suministro para la conversión de casco, la integración de topsides y la capacidad de instalación subsea.
- Abril de 2026: Petrobras completó la adquisición de participaciones del 50% en el campo Tartaruga Verde y el Módulo III del campo Espadarte a Petronas por 450 millones de USD. La transacción consolida la posición de Petrobras en activos de la Cuenca de Campos con infraestructura ya establecida, respaldando sinergias operativas a corto plazo y ampliando el margen para actividades de reacondicionamiento y extensión de vida útil.
Marco de la metodología de investigación y alcance del informe
Definición y alcance del mercado
Para este estudio, el mercado de petróleo y gas de Brasil se define como el valor generado por las actividades centrales de la industria del petróleo y el gas en todo el país, contabilizado en USD corrientes, y seguido a lo largo del ciclo de proyecto y operación, desde upstream hasta downstream.
Exclusiones de alcance: excluimos las cadenas de valor energéticas que no son de petróleo y gas, y no contabilizamos equipos de generación eléctrica más amplios que no estén directamente vinculados a operaciones de petróleo o gas.
Descripción general de la segmentación
- Por sector
- Aguas arriba
- Segmento intermedio
- Aguas abajo
- Por ubicación
- Terrestre
- En alta mar
- Por servicio
- Construcción
- Mantenimiento y parada técnica
- Desmantelamiento
Fuentes de datos, dimensionamiento de mercado y validación
Investigación documental
La investigación documental se utiliza para establecer los límites estrictos de lo que se contabiliza y para anclar el modelo de mercado a la actividad real en Brasil. Nos basamos principalmente en conjuntos de datos públicos que describen la producción, las reservas, los flujos comerciales y los activos operativos, y luego traducimos esas señales en valor utilizando una lógica de precios coherente.
Las fuentes comunes incluyen publicaciones y datos de la ANP de Brasil, informes sectoriales de la EPE, presentaciones a inversores y registros de Petrobras y otros operadores, así como conjuntos de datos internacionales como la EIA y la OPEP para verificar el contexto del país. Para verificaciones de la realidad del comercio y los flujos de productos, también consultamos estadísticas de aduanas y puertos cuando están disponibles, además de artículos revisados por pares que analizan los desarrollos del pre-sal y el desempeño de recuperación. En algunos casos, utilizamos una suscripción de pago para datos financieros de empresas, búsquedas de patentes y verificaciones de importación o exportación a nivel de envío cuando el detalle público no es suficientemente granular. Las fuentes aquí enumeradas son ilustrativas, y se utilizaron muchas otras referencias públicas y de pago para la recopilación, validación y aclaración de datos durante el proceso de investigación.
Entrevistas y encuestas primarias
El trabajo primario se utiliza para poner a prueba supuestos que la investigación documental no puede resolver por completo, como la rapidez con que el gasto en proyectos se convierte en ingresos y cómo evolucionan los precios de los servicios con la actividad offshore. Hablamos con una combinación de operadores, participantes de EPC y servicios, actores logísticos y de terminales, y expertos del sector en las principales cuencas productoras y centros de demanda, y luego conciliamos las diferencias antes de finalizar el modelo.
Distribución de los encuestados en el trabajo de campo de la investigación primaria
| Tipo de empresa | Posición del encuestado | Región |
|---|---|---|
| Nivel superior: 35% | Directivos (CXO): 13% | |
| Nivel medio: 47% | Líderes funcionales/de unidad: 43% | |
| Actores más pequeños: 18% | Gerentes: 44% |
Dimensionamiento y previsión de mercado
La lógica central de dimensionamiento utiliza un enfoque descendente (top-down) en el que la actividad de Brasil se reconstruye a partir del desarrollo de campos y la dirección de la producción, las carteras de proyectos offshore y onshore, y las señales de rendimiento vinculadas al transporte y la refinación. Esos conjuntos de actividad se convierten luego en valor utilizando un conjunto coherente de factores de precio y gasto, y los totales se verifican frente a aproximaciones ascendentes (bottom-up) selectivas, como valores de contratos muestreados, la exposición de ingresos de proveedores a Brasil, y verificaciones de volumen por ASP para las principales líneas de servicio.
Algunos insumos prácticos que guían el modelo incluyen los niveles de producción de crudo y gas, la actividad de plataformas y buques offshore cuando corresponde, el momento de aprobación de proyectos y las ventanas de construcción previstas, los ciclos de utilización y mantenimiento de refinerías, y los flujos comerciales de crudo y productos refinados. Dado que algunos de estos indicadores se mueven en direcciones distintas en un año dado, mantenemos los supuestos explícitos y solo los ajustamos cuando la retroalimentación primaria confirma que el cambio es estructural y no temporal.
Para las previsiones, se utiliza el análisis de escenarios, respaldado por un ajuste de tendencias sencillo en los principales impulsores que los profesionales del sector esperan que persistan, como el ritmo de aumento del pre-sal y las mejoras planificadas en midstream y downstream. Cuando las señales ascendentes son escasas, las brechas se manejan aplicando factores conservadores de penetración y utilización al conjunto de demanda conocido, y luego se vuelve a verificar el resultado con rangos basados en entrevistas.
Validación de datos y ciclo de actualización
La validación se realiza mediante múltiples pasos para que las cifras finales no dependan de un único supuesto. Comparamos los resultados del modelo con señales independientes, como las tendencias de producción, los cronogramas de puesta en marcha de proyectos y los movimientos comerciales, y luego investigamos cualquier variación considerable antes de la aprobación final.
El modelo preliminar pasa por revisiones internas de analistas, seguidas de recontactos específicos cuando una variable cambia o cuando las respuestas difieren entre grupos de encuestados. Los informes se actualizan anualmente, y se realizan actualizaciones provisionales cuando ocurren eventos materiales que pueden cambiar las perspectivas a corto plazo, como cambios importantes en la aprobación de proyectos o medidas de política. Antes de la entrega, se completa una revisión final para que los clientes reciban la visión más reciente basada en los últimos datos disponibles.
El tamaño del mercado de petróleo y gas de Brasil de Mordor Intelligence en comparación con otras estimaciones publicadas
Los tamaños de mercado publicados para el petróleo y gas de Brasil pueden diferir más de lo esperado porque los límites y las decisiones de temporalidad no son uniformes. Las diferencias aparecen cuando una estimación contabiliza toda la cadena de valor y otra se centra en una actividad más restringida, y cuando la temporalidad de la moneda o los supuestos de precios se aplican de manera diferente en años volátiles.
Un factor clave de las brechas es la periodicidad de actualización y el momento utilizado para la normalización de tipo de cambio y precios, lo que puede afectar los totales en USD corrientes incluso si la actividad física es similar. Otro factor frecuente es la lógica de ASP, donde algunos modelos aplican precios combinados entre upstream, midstream y downstream sin verificarlos frente a las señales de contratación y utilización a corto plazo. Al mantener una ventana de conversión de divisas coherente y revalidar los factores de precio y gasto durante los ciclos de actualización, Mordor Intelligence reduce la distorsión provocada por picos de precios a corto plazo y cambios puntuales en el calendario de proyectos.
Comparación de referencia
| Fuente | Tamaño del mercado | Brechas en la metodología de investigación |
|---|---|---|
| Mordor Intelligence | USD 22.76 B (2025) | |
| Editorial del sector A | USD 50.00 B (2023) | Utiliza un año base anterior y parece aplicar una definición de valor más amplia en toda la cadena de petróleo y gas, lo que puede inflar los totales en USD cuando los ciclos de precios y la temporalidad del tipo de cambio no se alinean a una única ventana de conversión. |
| Editorial global B | USD 46.79 B (2028) | Informa un delta de crecimiento en lugar de un valor de mercado claramente establecido para el mismo año, y el punto final implícito puede diferir si los precios de los servicios y el calendario de proyectos se combinan sin una validación explícita frente a indicadores de actividad específicos de Brasil. |
En general, la dispersión se debe principalmente a qué se contabiliza y cuándo se actualizan los supuestos de conversión y precios. Cuando el alcance, la temporalidad de la moneda y la evolución del ASP se establecen con claridad y se verifican frente a la actividad observable, el tamaño de mercado resultante es más fácil de replicar y de utilizar para la planificación.
Preguntas clave respondidas en el informe
¿Cuál es el tamaño del mercado de petróleo y gas de Brasil en 2026 y hacia dónde se dirige para 2031?
El mercado se sitúa en USD 23.670 millones en 2026 y se proyecta que ascienda a USD 28.820 millones para 2031, lo que implica una CAGR del 4,01% a medida que los barriles presalinos sustentan el crecimiento de las exportaciones.
¿Qué parte de la cadena de valor genera más ingresos?
La actividad de aguas arriba genera el 78,62% de los ingresos del sector en 2025 y se espera que se expanda a una CAGR del 4,27% hasta 2031, gracias a la sostenida inversión presalina y al nuevo acreaje de las rondas de licitación.
¿Qué impulsa la próxima etapa de crecimiento para los productores de Brasil?
Las aceleraciones más rápidas de la producción presalina, los nuevos bloques de exploración de las rondas 13.ª y 14.ª de la ANP, y el dinero privado que fluye hacia los activos del segmento intermedio tras las desinversiones de Petrobras impulsan la producción y la eficiencia al alza.
¿Dónde se encuentran los principales obstáculos?
Las estrictas cuotas de contenido local elevan los costos del proyecto, los déficits de refinerías obligan a importaciones costosas de productos, y la congestión portuaria retrasa los módulos de GNL y FPSO; en conjunto, estos factores recortan los márgenes y retrasan las implementaciones.
¿Quiénes son los actores clave que dan forma al mercado?
Petrobras todavía bombea el 90,19% de los volúmenes nacionales, pero grandes empresas como Shell, TotalEnergies y Chevron, más independientes como PRIO, están ampliando sus participaciones a través de nuevos proyectos y acuerdos de activos.
¿Cómo está cambiando la tecnología la economía de los campos?
Los operadores están implementando perforación guiada por IA, pruebas de formación en tiempo real y reinyección de CO₂ a gran escala, reduciendo los tiempos en pozo, aumentando la recuperación y abriendo un mercado de almacenamiento potencial de 950 millones de toneladas de CO₂ en yacimientos agotados.
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