Tamaño y Participación del Mercado de CAPEX de Petróleo y Gas
Visión General del Mercado
| Período de Estudio | 2021 - 2031 |
|---|---|
| Tamaño del Mercado (2026) | 680.85 Mil millones de dólares |
| Tamaño del Mercado (2031) | 830.62 Mil millones de dólares |
| Tasa de crecimiento (2026 - 2031) | 4.06% CAGR |
| Mercado de Crecimiento Más Rápido | Asia Pacífico |
| Mercado Más Grande | Asia Pacífico |
| Concentración del Mercado | Bajo |
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 CAPEX de Petróleo y Gas por Mordor Intelligence
El tamaño del Mercado de CAPEX de Petróleo y Gas se estima en 680,85 mil millones de USD en 2026, y se espera que alcance 830,62 mil millones de USD en 2031, a una CAGR del 4,06% durante el período de pronóstico (2026-2031).
Los operadores respaldados por el Estado en Medio Oriente y Asia están acelerando las inversiones de largo ciclo incluso cuando las grandes empresas con sede en la OCDE recortan los presupuestos upstream bajo convenios ESG cada vez más estrictos, creando un panorama de capital a dos velocidades. Las decisiones de inversión final (FID) en aguas profundas que sancionaron 15 mil millones de barriles de reservas equivalentes de petróleo en 2024, junto con unidades modulares de GNL flotante, están comprimiendo los costos de equilibrio a 35-40 USD por barril y sosteniendo el impulso marino. Los proyectos terrestres aún concentran la mayor parte del gasto, pero los cascos estandarizados de FPSO, las conexiones submarinas y los flujos de trabajo de gemelos digitales están redirigiendo el capital incremental hacia desarrollos marinos. Los presupuestos de mantenimiento para la captura de metano, la electrificación y las retrofits de captura de carbono rivalizan con las asignaciones de nuevos proyectos, señalando un giro desde la reposición de reservas hacia la mitigación de la intensidad de emisiones.
Conclusiones Clave del Informe
- Por sector, el upstream capturó una participación del 73,24% del mercado de CAPEX de petróleo y gas en 2025 y se prevé que se expanda a una CAGR del 4,12% hasta 2031.
- Por ubicación, los proyectos terrestres representaron el 79,43% del gasto en 2025, mientras que el marino se proyecta que crezca a una CAGR del 7,21% hasta 2031.
- Por servicio, la construcción representó el 47,70% del gasto en 2025, mientras que se espera que el desmantelamiento registre la CAGR más rápida del 6,55% hasta 2031.
- Por geografía, Asia-Pacífico lideró con el 29,36% del CAPEX en 2025; se prevé que la región avance a una CAGR del 4,83% hasta 2031.
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 Global de CAPEX de Petróleo y Gas
Análisis del Impacto de los Impulsores*
| Impulsor | (~) % de Impacto en el Pronóstico de CAGR | Relevancia Geográfica | Horizonte Temporal del Impacto |
|---|---|---|---|
| Expansión creciente de infraestructura de gas lista para GNL | +1.2% | Global, con concentración en la Costa del Golfo de EE. UU., Qatar, Australia, Mozambique | Mediano plazo (2-4 años) |
| Descubrimientos crecientes en aguas profundas que impulsan las FID | +0.9% | América del Sur (Brasil, Guyana, Surinam), África Occidental (Angola, Nigeria), Asia-Pacífico (Australia) | Largo plazo (≥4 años) |
| Recuperación del gasto upstream de las NOC en Medio Oriente y Asia | +1.1% | Medio Oriente (Arabia Saudita, EAU, Qatar), Asia-Pacífico (China, India, Malasia) | Mediano plazo (2-4 años) |
| Aumento del CAPEX de mantenimiento para descarbonizar campos maduros | +0.7% | América del Norte, Europa (Mar del Norte), campos maduros de Medio Oriente | Corto plazo (≤2 años) |
| Implementación de gemelos digitales que reducen las desviaciones en proyectos | +0.5% | Global, con adopción temprana en América del Norte, Europa y NOC de Medio Oriente | Corto plazo (≤2 años) |
| FLNG modular de menos de 1 MW que atrae la sanción de campos pequeños | +0.4% | Asia-Pacífico (Sudeste Asiático, Papúa Nueva Guinea), África Occidental, cuencas de nicho de América del Sur | Mediano plazo (2-4 años) |
| Fuente: Mordor Intelligence | |||
Expansión Creciente de Infraestructura de Gas Lista para GNL
La AIE registra 290 mil millones de metros cúbicos por año de nueva capacidad de licuefacción prevista para 2025-2030, sustentando una ola de inversión midstream.[1]Agencia Internacional de Energía, "Rastreador de Metano 2025," iea.org ExxonMobil reafirmó 30 mil millones de USD para reiniciar el GNL de Mozambique en 2026, mientras que Woodside aprobó una instalación de exportación en Luisiana por 17,5 mil millones de USD con entrada en operación prevista para 2029.[2]Woodside Energy, "Presentación ante la ASX, marzo de 2025," woodside.com Los compradores asiáticos continúan firmando acuerdos de compra a 15-20 años, reduciendo el riesgo del financiamiento de proyectos y permitiendo ratios de deuda a capital superiores a 70:30. Lake Charles GNL alcanzó la finalización mecánica a finales de 2025, añadiendo 16,5 millones de toneladas por año (mtpa) de capacidad nominal. Hitos similares en Plaquemines GNL ajustan los balances globales de oferta y demanda y sostienen las carteras de construcción hasta finales de la década.
Descubrimientos Crecientes en Aguas Profundas que Impulsan las FID
Los proyectos en profundidades de agua superiores a 1.500 metros recibieron FID que cubrieron 15 mil millones de barriles de reservas recuperables durante 2024-2025. Petrobras sancionó los FPSO Búzios 11 y Atapu 3, cada uno con capacidad para 180.000 barriles por día, aprovechando cascos estandarizados que reducen el tiempo de fabricación en 18 meses. Shell avanzó en Sparta en el Golfo de México de EE. UU. con un costo de equilibrio de 35 USD por barril, y BP aprobó Kaskida utilizando impulsión submarina para extender la producción en meseta cinco años. El proyecto Kaminho de TotalEnergies en Angola integra energía submarina a tierra, eliminando las emisiones de los generadores de plataformas. Los FPSO Whiptail y Hammerhead de Guyana elevarán la capacidad nacional por encima de 1,2 millones de barriles por día para 2027.
Recuperación del Gasto Upstream de las NOC en Medio Oriente y Asia
El presupuesto de 50 mil millones de USD de Saudi Aramco para 2024 priorizó el gas no convencional de Jafurah y las expansiones marinas orientadas a desplazar los líquidos en la generación de energía doméstica. El gasto upstream en Medio Oriente alcanzó 130 mil millones de USD en 2025 a medida que los Emiratos Árabes Unidos y Qatar ampliaron la capacidad marina. PetroChina superó los 60 mil millones de USD en desembolso de capital en 2024, con objetivo en gas de yacimientos compactos y exploración en el Mar del Sur de China, mientras que CNOOC asignó 13-14 mil millones de USD a proyectos de condensado y gas marino. La ONGC de India destinó 8,6 mil millones de USD entre 2024-2025 para desarrollos en Krishna-Godavari y recuperación mejorada en campos maduros.
Aumento del CAPEX de Mantenimiento para Descarbonizar Campos Maduros
La AIE estima que se gastarán 600 mil millones de USD hasta 2030 en la retrofitación de soluciones de captura de metano, electrificación y captura de carbono en activos existentes. Los estudios del NETL muestran que los sistemas de aminas de postcombustión pueden integrarse a 80-100 USD por tonelada de CO₂ cuando las tuberías están cercanas. Siemens Energy reporta reducciones de emisiones del 15-20% tras reemplazar generadores diésel con sistemas de energía de costa o híbridos. La compresión submarina en el Mar del Norte está extendiendo la vida útil de los activos hasta 15 años, aplazando los costos de abandono bajo estándares de emisiones más estrictos. El cambio de capital reduce los ratios de reposición de reservas, pero alarga la vida económica de las cuencas maduras bajo marcos de divulgación en evolución.
Análisis del Impacto de las Restricciones*
| Restricción | (~) % de Impacto en el Pronóstico de CAGR | Relevancia Geográfica | Horizonte Temporal del Impacto |
|---|---|---|---|
| Volatilidad en el Brent Fechado que desalienta los proyectos de largo ciclo | -0.8% | Global, con impacto agudo en cuencas de aguas profundas de frontera en África Occidental y el Mediterráneo Oriental | Mediano plazo (2-4 años) |
| Convenios de deuda vinculados a ESG que limitan los techos de CAPEX en combustibles fósiles | -0.6% | Mercados de la OCDE (América del Norte, Europa), con efectos secundarios en el financiamiento internacional de proyectos | Largo plazo (≥4 años) |
| Giros de política hacia las energías renovables en la OCDE | -0.5% | América del Norte (selectivo), Europa (jurisdicciones del Pacto Verde de la UE), con efectos secundarios en el financiamiento internacional de proyectos | Largo plazo (≥4 años) |
| Precios de escasez de mano de obra EPC de primer nivel que elevan los costos | -0.6% | Global, con presión aguda en América del Norte (Costa del Golfo), Medio Oriente (Qatar, EAU), centros de fabricación de Asia-Pacífico | Corto plazo (≤2 años) |
| Fuente: Mordor Intelligence | |||
Volatilidad en el Brent Fechado que Desalienta los Proyectos de Largo Ciclo
El Brent cotizó entre 70 y 95 USD por barril durante 2024-2025, por debajo de los costos de equilibrio de muchos prospectos de aguas profundas de frontera, lo que llevó a los operadores a diferir 8-10 mil millones de barriles de recursos potenciales. Los costos de perforación superiores a 150 millones de USD por pozo y los plazos de 6-8 años desincentivan las FID cuando las curvas a plazo se aplanan.[3]Agencia Internacional de Energía, "Perspectivas Energéticas Mundiales 2025," iea.org Las empresas independientes de exploración y producción vieron aumentar sus costos de endeudamiento hasta 200 puntos básicos, elevando las tasas de rentabilidad mínima a una TIR del 15-18%.[4]Financial Times, "Cobertura de Finanzas Energéticas 2025," ft.com El capital se está desplazando hacia el esquisto de ciclo corto y las mejoras en campos maduros, lo que podría restringir el suministro global a principios de la década de 2030 si la sanción de proyectos no se recupera.
Convenios de Deuda Vinculados a ESG que Limitan los Techos de CAPEX en Combustibles Fósiles
Los prestamistas de América del Norte y Europa incorporaron pruebas de intensidad de emisiones en las estructuras de préstamos basados en reservas, limitando la proporción de los fondos elegibles para el gasto en petróleo y gas. Los subsidios de la OCDE a la exploración de combustibles fósiles cayeron un 22% entre 2023 y 2025, y el financiamiento privado de proyectos disminuyó un 18%. Shell, BP y TotalEnergies recortaron colectivamente el CAPEX de petróleo y gas en un 12% en 2025 frente a 2023 para cumplir con las trayectorias de cero emisiones netas, redirigiendo fondos hacia la energía eólica marina y el almacenamiento. Los préstamos vinculados a la sostenibilidad ahora incrementan los márgenes de interés en 25-50 puntos básicos cuando no se alcanzan los objetivos de intensidad de metano, orientando aún más el capital hacia proyectos de GNL de menor carbono.
*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 Upstream Mantiene el Dominio
El upstream capturó una participación del 73,24% en 2025, y se prevé que el tamaño del mercado de CAPEX de petróleo y gas para este segmento crezca a una CAGR del 4,12% hasta 2031. Las FID en aguas profundas que totalizan 15 mil millones de barriles en 2024 en Brasil, el Golfo de México de EE. UU., Angola y Guyana aprovechan los sistemas estandarizados de FPSO y submarinos que reducen los costos por barril. Las compañías petroleras nacionales mantienen altos niveles de gasto, con Saudi Aramco, PetroChina y CNOOC superando conjuntamente los 130 mil millones de USD en presupuestos upstream combinados durante 2024.
Las plataformas de gemelos digitales ofrecen reducciones del 30-40% en las desviaciones de costos, liberando capital para proyectos paralelos y acortando los cronogramas hasta 18 meses. La inversión midstream se mantiene estable a medida que las tuberías listas para hidrógeno y los centros de captura de carbono aseguran el apoyo del Departamento de Energía de EE. UU. Los complejos downstream en Asia y Medio Oriente integran refinación y petroquímica para mejorar los márgenes en un 15-20% en respuesta a la disminución de la demanda de gasolina en la OCDE.
Por Ubicación: El Impulso Marino se Consolida
Los proyectos terrestres concentraron el 79,43% del gasto en 2025, sin embargo, el CAPEX marino está proyectado para una CAGR del 7,21% hasta 2031 a medida que el tamaño del mercado de CAPEX de petróleo y gas para proyectos en aguas profundas crece más rápido que sus equivalentes terrestres. Sparta de Shell y Kaskida de BP utilizan impulsión submarina y conexiones a infraestructura existente, reduciendo los costos de desarrollo en un 25-30%. La flota de GNL flotante a pequeña escala de New Fortress Energy monetiza reservas varadas por debajo de 1 billón de pies cúbicos, apoyando la monetización del gas marino sin nuevas tuberías.
La actividad no convencional terrestre sigue siendo intensa, con 12.000 pozos perforados en el Pérmico durante 2024 para sostener una producción de 6 millones de barriles por día. Canadá invirtió 12 mil millones de USD en expansiones de arenas petrolíferas, mientras que el programa de gas compacto de Sichuan en China requiere 15 mil millones de USD anuales. Los pasivos de desmantelamiento, 24 mil millones de libras esterlinas en el Mar del Norte del Reino Unido y 14.000 estructuras inactivas en el Golfo de México, crean una corriente paralela de gasto marino centrada en el retiro seguro.
Por Servicio: El Desmantelamiento Lidera el Crecimiento
La construcción representó el 47,70% del gasto en 2025, pero se proyecta que el desmantelamiento registre una CAGR del 6,55%, la más alta entre los servicios dentro del mercado de CAPEX de petróleo y gas. Los costos de taponamiento y abandono que oscilan entre 1,5 y 2,5 millones de USD por pozo en el Golfo de México y los mandatos crecientes del Mar del Norte del Reino Unido sustentan la demanda. Las plataformas de abandono habilitadas con robótica están reduciendo el tiempo de intervención en un 40%, atrayendo a contratistas especializados y fragmentando un espacio dominado durante mucho tiempo por proveedores de servicios integrados.
El CAPEX de mantenimiento para retrofits de emisiones totaliza 600 mil millones de USD hasta 2030, lo que obliga a las empresas de servicios a ampliar sus ofertas de electrificación, captura de metano y secuestro de CO₂. Simultáneamente, los megaproyectos de licuefacción en Qatar, la Costa del Golfo de EE. UU. y Mozambique representan paquetes de construcción individuales que superan los 20 mil millones de USD, preservando una sólida cartera de pedidos para contratistas civiles, mecánicos y de ensamblaje de módulos.
Análisis Geográfico
Asia-Pacífico capturó el 29,36% del gasto en 2025, y se prevé que el tamaño del mercado de CAPEX de petróleo y gas en la región crezca a una CAGR del 4,83% hasta 2031. El presupuesto anual de 60 mil millones de USD de PetroChina y el programa marino de 13-14 mil millones de USD de CNOOC sustentan los objetivos de crecimiento en gas compacto y condensado. La ONGC de India invierte 8,6 mil millones de USD en activos de Krishna-Godavari y planea 10 mtpa de nueva capacidad de regasificación para 2030. Los proyectos GNL Scarborough y Browse de Woodside añaden 13 mtpa de capacidad, mientras que Papúa Nueva Guinea y Vietnam desarrollan esquemas integrados de gas a energía.
América del Norte y Europa juntas representaron aproximadamente el 35% del CAPEX de 2025, pero registraron un crecimiento más lento a medida que el capital institucional pivota hacia las energías renovables. Estados Unidos mantiene el liderazgo a través de 12.000 pozos en el Pérmico y 27,5 mtpa de nueva capacidad de GNL en Woodside, Luisiana y Lake Charles. Las expansiones de arenas petrolíferas de Canadá por 12 mil millones de USD priorizan proyectos SAGD de 30 años. Las grandes empresas europeas recortaron el CAPEX de petróleo y gas en un 12% en 2025 para financiar la energía eólica marina y las baterías, aunque Equinor sancionó Johan Castberg, mostrando aprobación selectiva para proyectos noruegos de alto rendimiento en el Barents.
Medio Oriente y África concentran cerca del 25% del gasto global. El programa de 50 mil millones de USD de Saudi Aramco impulsa la capacidad no convencional y marina, mientras que la expansión del Campo Norte de QatarEnergy añade 48 mtpa de GNL para 2027. Kaminho de Angola y Búzios 11 de Brasil demuestran el impulso en aguas profundas, complementado por los FPSO adicionales de Guyana que elevan la capacidad por encima de 1,2 millones de barriles por día.
Panorama Competitivo
Las grandes empresas integradas y las NOC de gran tamaño representan aproximadamente el 40% del CAPEX upstream global, evidenciando una concentración moderada en los segmentos principales. Saudi Aramco, ExxonMobil, Shell, BP, TotalEnergies y Chevron aprovechan la solidez de sus balances y la escala de ingeniería para asegurar espacios de fabricación y negociar condiciones favorables de equipos. Las NOC de Medio Oriente y Asia amplían sus presupuestos upstream en dos dígitos para cumplir con los mandatos de seguridad energética doméstica, compensando la retirada de capital occidental. Los gigantes de servicios SLB, Halliburton y Baker Hughes pivotan hacia soluciones digitales y de reducción de emisiones, desplegando plataformas de gemelos digitales que reducen las desviaciones hasta un 40%.
Las grandes empresas de la OCDE recortaron el gasto en petróleo y gas en un 12% en 2025, reasignando recursos a las energías renovables, mientras que Aramco, PetroChina y CNOOC aumentaron los presupuestos upstream en un 18%, respaldando activos de largo ciclo con retornos a 20 años. La adopción tecnológica, los gemelos digitales, la impulsión submarina y el GNL flotante modular reducen los costos por barril en un 15-25%, convirtiéndose en un diferenciador clave. El desmantelamiento atrae a nuevos participantes con robótica e inspección autónoma, fragmentando un nicho históricamente dominado por proveedores de servicios integrados.
Líderes de la Industria de CAPEX de Petróleo y Gas
Saudi Aramco
PetroChina (CNPC)
Exxon Mobil Corporation
Shell plc
Chevron Corporation
- *Nota aclaratoria: los principales jugadores no se ordenaron de un modo en especial
Desarrollos Recientes de la Industria
- Mayo de 2025: Tourmaline Oil Corp. anunció dos adquisiciones en el área Montney de NEBC, que se espera añadan aproximadamente 20.000 boepd de producción y 369,4 millones de barriles de petróleo equivalente (mmboe) de reservas.
- Abril de 2025: Oil States International reportó su cartera de pedidos más sólida desde 2015 en 357 millones de USD, impulsada por un contrato de 25 millones de USD para una instalación de producción en aguas profundas en Brasil. La empresa generó 9 millones de USD en flujo de caja de operaciones, revirtiendo una tendencia previa de flujo de caja negativo.
- Abril de 2025: Chevron inició la producción de petróleo y gas natural desde la conexión submarina Ballymore en el Golfo de América, con objetivo de 300.000 barriles netos por día para 2026 y recursos recuperables estimados de 150 millones de barriles de petróleo equivalente.
- Noviembre de 2024: EQT Corp. anunció una adquisición de 1,8 mil millones de USD de Olympus Energy Holdings, añadiendo 500 MMscf/D de capacidad de producción y 90.000 acres netos en las formaciones de esquisto Marcellus y Utica de Pensilvania.
Alcance del Informe Global del Mercado de CAPEX de Petróleo y Gas
El gasto de capital (CAPEX) son los fondos utilizados por una empresa u organización para adquirir, mejorar y mantener activos físicos, como propiedades, plantas, edificios, tecnología o equipos. El CAPEX se utiliza frecuentemente para emprender nuevos proyectos o inversiones por parte de una empresa. El mercado global de CAPEX de petróleo y gas considera el gasto de capital total de los operadores de petróleo y gas en todo el mundo anualmente. El CAPEX e inversiones en proyectos de petróleo y gas upstream, midstream y downstream en diferentes regiones se toman en consideración al estimar el tamaño del mercado.
El mercado de CAPEX de petróleo y gas está segmentado por sector, ubicación, servicio y geografía. Por sector, el mercado está segmentado en upstream, midstream y downstream. Por ubicación, el mercado está segmentado en terrestre y marino. Por servicio, el mercado está segmentado en construcción, mantenimiento y parada técnica, y desmantelamiento. El informe también cubre los tamaños de mercado y pronósticos para el mercado de CAPEX de petróleo y gas en los principales países dentro de cada región. Para cada segmento, el dimensionamiento y los pronósticos del mercado se proporcionan sobre la base del valor (USD).
| Upstream |
| Midstream |
| Downstream |
| Terrestre |
| Marino |
| Construcción |
| Mantenimiento y Parada Técnica |
| Desmantelamiento |
| América del Norte | Estados Unidos |
| Canadá | |
| México | |
| Europa | Noruega |
| Reino Unido | |
| Rusia | |
| Países Bajos | |
| Alemania | |
| Resto de Europa | |
| Asia-Pacífico | China |
| India | |
| Japón | |
| Corea del Sur | |
| Países de la ASEAN | |
| Australia | |
| Resto de Asia-Pacífico | |
| América del Sur | Brasil |
| Argentina | |
| Colombia | |
| Resto de América del Sur | |
| Medio Oriente y África | Arabia Saudita |
| Emiratos Árabes Unidos | |
| Qatar | |
| Nigeria | |
| Sudáfrica | |
| Resto de Medio Oriente y África |
| Por Sector | Upstream | |
| Midstream | ||
| Downstream | ||
| Por Ubicación | Terrestre | |
| Marino | ||
| Por Tipo de Activo | Construcción | |
| Mantenimiento y Parada Técnica | ||
| Desmantelamiento | ||
| Por Geografía | América del Norte | Estados Unidos |
| Canadá | ||
| México | ||
| Europa | Noruega | |
| Reino Unido | ||
| Rusia | ||
| Países Bajos | ||
| Alemania | ||
| Resto de Europa | ||
| Asia-Pacífico | China | |
| India | ||
| Japón | ||
| Corea del Sur | ||
| Países de la ASEAN | ||
| Australia | ||
| Resto de Asia-Pacífico | ||
| América del Sur | Brasil | |
| Argentina | ||
| Colombia | ||
| Resto de América del Sur | ||
| Medio Oriente y África | Arabia Saudita | |
| Emiratos Árabes Unidos | ||
| Qatar | ||
| Nigeria | ||
| Sudáfrica | ||
| Resto de Medio Oriente y África | ||
Preguntas Clave Respondidas en el Informe
¿Cuál es el tamaño del mercado de CAPEX de petróleo y gas en 2026?
El tamaño del mercado de CAPEX de petróleo y gas es de 680,85 mil millones de USD en 2026 y está proyectado para alcanzar 830,62 mil millones de USD en 2031 a una CAGR del 4,06%.
¿Qué segmento concentra la mayor participación del gasto?
Las operaciones upstream representan el 73,24% del gasto en 2025 y se proyecta que crezcan al 4,12% hasta 2031.
¿Dónde crece más rápido el CAPEX geográficamente?
Asia-Pacífico lidera el crecimiento con una CAGR del 4,83% hasta 2031, impulsada por los elevados presupuestos de las NOC y la expansión de la infraestructura de GNL.
¿Por qué el desmantelamiento está atrayendo atención?
Los mandatos regulatorios en el Golfo de México y el Mar del Norte del Reino Unido, más 14.000 estructuras inactivas, están impulsando el desmantelamiento a una CAGR del 6,55% para 2031.
¿Cómo están impactando los gemelos digitales en la economía de los proyectos?
Los operadores reportan entre un 30-40% menos de desviaciones en costos y la capacidad de reasignar el capital liberado, acortando los cronogramas hasta 18 meses.
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