Tamaño y Participación del Mercado de CAPEX de Petróleo y Gas - Tendencias de Crecimiento y Pronóstico (2027 - 2032)

Visión General del Mercado

Resumen y métricas de Mercado de CAPEX de Petróleo y Gas

Período de Estudio	2021 - 2032
Tamaño del Mercado (2027)	708.5 Mil millones de dólares
Tamaño del Mercado (2032)	850.5 Mil millones de dólares
Tasa de crecimiento (2027 - 2032)	3.72 %
Mercado de Crecimiento Más Rápido	Asia Pacífico
Mercado Más Grande	Asia Pacífico
Concentración del Mercado	Medio
Jugadores principales* Shell plc Saudi Aramco PetroChina (CNPC) Chevron Corporation Exxon Mobil Corporation	*Nota aclaratoria: los principales jugadores no se ordenaron de un modo en especial

• Asia

Tendencias e Información del Mercado

Creciente desarrollo de infraestructura de gas preparada para GNL

Las adiciones de capacidad de GNL generan demanda de capital en las interfaces de procesamiento, almacenamiento y acceso marítimo de una terminal. En septiembre de 2026, los participantes de la empresa conjunta de LNG Canada tomaron una decisión de inversión final para una expansión de la Fase 2 en Kitimat, Canadá.^[1] La expansión planificada añadirá 2 trenes de procesamiento y aumentará la capacidad de la instalación de 14 a 28 millones de toneladas métricas por año. El alcance adicional incluye tanques de GNL y condensados, un muelle de carga y sistemas de servicios auxiliares y procesos ampliados. Esa amplitud convierte la adición de un tren en múltiples paquetes de ingeniería y equipos vinculados, ampliando la participación potencial de contratistas dentro del programa sancionado. Añadir los trenes dentro de la instalación existente de Kitimat convierte las conexiones entre las nuevas unidades de procesamiento y los sistemas de servicios auxiliares, almacenamiento y carga en un requisito central de gestión de interfaces.

Aumento de descubrimientos en aguas profundas que impulsan las FID

Los prospectos en aguas profundas representaron el 60% de los volúmenes de descubrimiento offshore globales en 2025. El consorcio Gato do Mato, operado por Shell, anunció una decisión de inversión final para su campo pre-sal en la Cuenca de Santos de Brasil en 2025. Una decisión de inversión otorga a la perforación, los equipos submarinos y las instalaciones de producción una base de proyecto común para la asignación de capital. El trabajo disponible para los contratistas sigue a los desarrollos sancionados como Gato do Mato, y no solo a los volúmenes de descubrimiento.

Repunte del gasto upstream de las NOC en Oriente Medio y Asia

Los programas de desarrollo de las compañías petroleras nacionales pueden crear oportunidades de contratación sustanciales cuando un recurso de gas upstream recibe una decisión de inversión firme. En julio de 2026, ADNOC tomó una decisión de inversión final de 6,2 mil millones de USD junto con socios internacionales para desarrollar el Casquete de Gas de Umm Shaif en Abu Dabi. Esos socios fueron TotalEnergies, ENI SpA y PetroChina (CNPC). La decisión compromete capital a un único desarrollo de gas upstream nombrado en Abu Dabi, dando a los contratistas un alcance definido en lugar de una ambición de gasto general. Dado que ADNOC tomó la decisión con 3 socios internacionales, el monto es un total del proyecto y no solo el gasto de ADNOC.

Aumento del "CAPEX de mantenimiento" para descarbonizar activos brownfield

La descarbonización de activos brownfield puede vincular la reducción de emisiones con la utilidad continua de la infraestructura productora, creando demanda de capital dentro de los activos existentes. En octubre de 2026, Equinor informó en nombre de la asociación Snøhvit que el proyecto Snøhvit Future en la instalación operativa de GNL Hammerfest de Noruega estaba aproximadamente un 60% completo. El proyecto combina la compresión terrestre para mantener la producción en meseta a medida que disminuye la presión del yacimiento con la electrificación, que se espera reduzca las emisiones anuales de CO₂ en 850.000 toneladas métricas. Trabajar dentro de una instalación de GNL en operación convierte la integración de los nuevos sistemas con el activo productivo en parte del problema de inversión. El caso de capital para estas mejoras combina la producción sostenida con la reducción de las emisiones operativas.

Volatilidad en el Dated Brent que desalienta los proyectos de ciclo largo

La economía de los proyectos de ciclo largo no puede asegurarse con una breve mejora en los precios del petróleo. En su evaluación de 2026, la Agencia Internacional de Energía (AIE) identificó la incertidumbre sobre la duración de un pico en el precio del petróleo como una de las limitaciones a las respuestas de inversión a corto plazo fuera de Oriente Medio. También identificó los largos ciclos de proyectos, los cuellos de botella en infraestructura, las carteras de exploración agotadas y los mercados de plataformas offshore ajustados como limitaciones concurrentes. Comprometer capital antes de que la persistencia de precios y la capacidad de ejecución se alineen expone a un proyecto a una reversión de ingresos antes de que sus instalaciones puedan producir, limitando la conversión inmediata de precios más altos en pedidos.

Cambios de política hacia las energías renovables en la OCDE

En noviembre de 2025, el gobierno del Reino Unido se comprometió a no emitir nuevas licencias para explorar nuevos campos de petróleo y gas en el Mar del Norte. También se comprometió a mantener los campos existentes abiertos durante toda su vida útil y planeó Certificados de Energía de Transición para actividades que cumplan los requisitos cerca de los campos existentes. Para los desarrolladores liderados por exploración, esa distinción separa la inversión en torno a los activos existentes de la capacidad de originar desarrollos de campos completamente nuevos. Restringir esta última vía reduciría los prospectos capaces de avanzar hacia la evaluación y la eventual construcción.

*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

El upstream representó una participación del 73,27% del tamaño del mercado de CAPEX de petróleo y gas en 2026 y es el segmento de mayor crecimiento, con una CAGR proyectada del 3,78% entre 2027 y 2032. La AIE esperaba que la inversión upstream global en 2026 fuera similar a los niveles de 2025, medida en USD de 2025 a tipos de cambio de mercado. Manteniéndose cerca de los niveles de 2025, la inversión upstream global otorga al sector una base de capital estable desde la cual se construye su crecimiento proyectado.

Chevron reportó el inicio de producción de nuevos pozos y aumentos de producción en los campos Anchor, Ballymore, Stampede y Whale en el Golfo de América en aguas profundas durante 2025. Las adiciones de pozos y los aumentos de producción proporcionan un mecanismo de crecimiento upstream al poner en servicio la producción y aumentar la producción de los campos desarrollados. La inversión midstream aborda el transporte de productos petrolíferos, y la Administración de Información Energética de los Estados Unidos (EIA) reportó capacidad limitada de oleoductos desde los centros de refinería de la Costa del Golfo hacia la Costa Oeste de los Estados Unidos. La agencia asoció esa conexión limitada con efectos más amplios sobre la disponibilidad local de combustible derivados de las reducciones de capacidad de refinería en la Costa Oeste. Los oleoductos limitados entre la Costa del Golfo y la Costa Oeste amplían los efectos sobre el suministro de combustible de las pérdidas de refinerías en la Costa Oeste, haciendo que los vínculos de transporte de productos sean relevantes para la planificación del capital midstream.

El segmento terrestre representó una participación del 78,82% en el mercado de CAPEX de petróleo y gas en 2026. En la guía revisada de agosto de 2026, Permian Resources fijó como objetivo entre 1,9 mil millones de USD y 2 mil millones de USD en CAPEX en efectivo y aproximadamente 250 pozos brutos operados puestos en línea. El programa de la Cuenca Pérmica, concentrado en la Cuenca Delaware, asumió más del 80% de participación operativa promedio y aproximadamente 11.000 pies de laterales promedio. El rango de capital incorporó participaciones operativas más altas por adiciones a la cartera y aproximadamente 25 millones de USD de capital de adquisición complementaria en el Condado de Ward. Los recuentos brutos de pozos por sí solos omiten la exposición de propiedad que también configura el compromiso de capital representado por este programa de perforación terrestre.

El segmento marino es el de mayor crecimiento, con una CAGR proyectada del 6,85% entre 2027 y 2032. En mayo de 2026, Petrobras firmó contratos de construcción-operación-transferencia con SBM Offshore para 2 unidades flotantes de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) de aguas profundas de Sergipe en Brasil. Los consorcios liderados por Petrobras serán propietarios de las unidades, mientras que SBM Offshore las diseñará, construirá y operará, con un período inicial de operación y mantenimiento de 6,5 años bajo contratos separados. La inversión planificada de Petrobras en los 2 proyectos supera los 60 mil millones de BRL (11,86 mil millones de USD). Dado que SBM Offshore construye las unidades y luego las opera durante un período inicial de 6,5 años, Petrobras contrata a un único proveedor tanto para la construcción como para el soporte inicial de producción.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles con la compra del informe

La construcción fue el segmento más grande, con una participación del 47,66% en 2026. En agosto de 2026, ADNOC Gas adjudicó 8,2 mil millones de USD en contratos de ingeniería, adquisición y construcción (EPC) para las Fases 2 y 3 del proyecto de Desarrollo de Gas Rico de los EAU. La Fase 2, adjudicada a Wison Engineering por 3,9 mil millones de USD, añadirá un tren de procesamiento de gas en Habshan. La Fase 3, adjudicada a Tecnimont por 4,3 mil millones de USD, añadirá un tren de fraccionamiento de líquidos de gas natural en Ruwais. Las adjudicaciones de ADNOC Gas conectan las necesidades de gas downstream doméstico con la recuperación de líquidos de exportación, generando demanda de contratistas de construcción tanto de procesamiento local como de salidas de productos internacionales.

El desmantelamiento es el segmento de mayor crecimiento, con una CAGR proyectada del 6,2% entre 2027 y 2032. En 2025, los operadores de la Plataforma Continental del Reino Unido realizaron trabajos de desmantelamiento en más de 250 pozos, y más de 100 pozos alcanzaron el abandono final.^[2] El trabajo de mantenimiento y parada técnica, en cambio, renueva los activos en operación, ilustrado por la parada técnica de 30 días de la refinería de Saint John de Irving Oil en 2025, que cubrió el reemplazo de infraestructura, mejoras de equipos e inspecciones de tuberías y unidades. La demanda de desmantelamiento sigue a los pozos que pasan de los trabajos de desmantelamiento al abandono final, mientras que el trabajo de parada técnica sigue las ventanas de parada programadas, como el programa de 30 días de Saint John de Irving Oil.

Análisis Geográfico

Mercado de CAPEX de Petróleo y Gas en Asia Pacífico

Asia Pacífico mantuvo la mayor participación en el mercado de CAPEX de petróleo y gas con un 29,58% en 2026 y se prevé que crezca más rápido con una CAGR del 4,5% entre 2027 y 2032. CNOOC Ltd reportó que su producción neta de petróleo y gas en China alcanzó los 536,9 millones de barriles de petróleo equivalente en 2025, un aumento del 9% interanual. A finales de 2025, sus reservas probadas netas en China eran de 5,02 mil millones de barriles de petróleo equivalente. Santos puso en línea el pozo de gas Hides F2 de Papúa Nueva Guinea en el cuarto trimestre de 2025 para abastecer a PNG LNG. El flujo de producción y el stock de reservas implican diferentes horizontes de inversión, conectando el trabajo de apoyo a la producción a corto plazo con las necesidades de desarrollo a más largo plazo de una base de recursos sustancial.

La actividad de inversión en GNL de América del Norte incluyó la decisión de inversión final de Woodside Energy en abril de 2025 para Louisiana LNG en el suroeste de Luisiana, Estados Unidos. La vía de comercialización de Europa incluyó la aprobación de Chipre en mayo de 2026 de los términos básicos de venta de gas de Afrodita, con la FID de los socios esperada entonces para 2027. Europa proporcionó un ejemplo diferente cuando el campo submarino Verdande de Equinor comenzó la producción en el Mar de Noruega en 2025, añadiendo volúmenes y extendiendo la vida de Norne más allá de 2030. La sanción de Louisiana LNG crea demanda de construcción antes de la producción, mientras que el inicio de Verdande extiende el uso productivo de Norne, vinculando la inversión a la operación continua de un sistema establecido en el Mar de Noruega.

América del Sur presenta un caso de capital liderado por el transporte, ilustrado por la adjudicación en octubre de 2025 de la expansión del gasoducto Perito Moreno a Transportadora de Gas del Sur (TGS) por parte de Argentina. Se esperaba que las obras añadieran 14 millones de metros cúbicos por día de capacidad de transporte de gas natural desde Vaca Muerta. En Guyana, ExxonMobil Guyana Limited autorizó a Saipem en septiembre de 2025 a continuar el trabajo submarino, de umbilicales, risers y flowlines de Hammerhead para la producción y exportación de gas, con Vreed-en-Hoop Shorebase Inc. designada para gestionar la logística local. El papel planificado de la base en tierra otorga a un proveedor de logística guyanés una vía de participación en la ejecución offshore junto al contratista internacional. Dentro de Oriente Medio y África, ENI SpA y sus socios lanzaron el casco de Coral North FLNG en Geoje, Corea del Sur, en enero de 2026 para el proyecto offshore de Mozambique, situando esta etapa de construcción fuera del país anfitrión.

Marco Regulatorio y Perspectivas

Se comparan jurisdicciones seleccionadas desde la perspectiva de un desarrollador de proyectos upstream de petróleo y gas que compromete capital en activos nuevos o existentes. Las licencias, las garantías financieras y los controles operativos afectan a diferentes partes de esa decisión de inversión. La Agencia de Protección Ambiental (EPA) extendió los plazos de cumplimiento de equipos específicos y control de fugas, así como la fecha de implementación del programa de superemisores al 22 de enero de 2027.^[3]

Las extensiones de plazos en los Estados Unidos y la propuesta de junio de 2026 para reducir las fianzas estatales federales terrestres de 500.000 USD a 25.000 USD favorecen la flexibilidad de capital, respaldando una evaluación de flexibilización. El escrutinio de permisos del Reino Unido y la responsabilidad compartida de los titulares de licencias pesan sobre los desarrolladores, mientras que la legislación prevista anunciada en noviembre de 2025 para poner fin a las nuevas licencias de exploración terrestre en Inglaterra apunta hacia un endurecimiento. El marco de derechos implementado de China y los requisitos de planes de desarrollo de Brasil respaldan la continuidad en la preparación específica de proyectos, con el borrador de seguridad operacional de Brasil bajo consulta hasta el 5 de enero de 2027. Las reglas revisadas de Nigeria de 2026 mantienen un fondo de desmantelamiento obligatorio, respaldando la continuidad en la necesidad de reservar fondos para el trabajo al final de la vida útil.

Etapas de la Cadena de Valor

La cadena de valor compara cómo los ingenieros de ingeniería conceptual, los proveedores de construcción de pozos y los contratistas de ingeniería, adquisición, construcción e instalación (EPCI) offshore convierten los proyectos de los operadores en trabajo remunerado. En agosto de 2025, INPEX Masela adjudicó un contrato de ingeniería conceptual para el módulo FPSO de Abadi LNG a un consorcio liderado por PT Saipem Indonesia, junto con Tripatra y McDermott Indonesia. La adjudicación formó parte de un proceso competitivo de doble diseño en el que la selección posterior del EPC dependía de las propuestas técnicas y comerciales. Los contratistas de diseño obtienen ingresos de la primera fase sin asegurar el alcance de ejecución posterior, dejando su oportunidad de EPC dependiente de las propuestas en competencia.

SLB reportó ingresos de 11,86 mil millones de USD en 2025 provenientes de Construcción de Pozos, una caída del 11% respecto a 2024, y 13,33 mil millones de USD provenientes de Sistemas de Producción, un aumento del 12%. Los ingresos de los proveedores en esta cadena no se movieron juntos en las etapas de pozos y equipos de producción. En diciembre de 2025, QatarEnergy LNG adjudicó a Saipem y COOEC trabajo EPCI para 2 complejos de compresión offshore, demostrando el alcance reunido bajo la ejecución integrada. A medida que un proyecto avanza desde diseños en competencia hasta la instalación, la coordinación a través de esas interfaces se convierte en una fuente de valor para el contratista más allá del trabajo de ingeniería por sí solo.

Oportunidades Clave para los Participantes del Mercado

La comparación de oportunidades examina dónde los desarrolladores upstream pueden convertir el acreaje prospectivo y los cambios de política en futuros programas de capital. La Comisión Reguladora de Petróleo Upstream de Nigeria (NUPRC) indicó que se esperaban 22 grandes proyectos offshore nigerianos entre 2026 y 2030, con un potencial de inversión estimado de entre 30 mil millones de USD y 50 mil millones de USD. Esa escala prospectiva otorga valor comercial a la capacidad de calificar para el acceso, estructurar un desarrollo financiable y convertir el potencial de recursos en trabajo ejecutable.

La Orden de Incentivos (Remisión Fiscal) para Proyectos de Petróleo y Gas en Aguas Profundas de Nigeria de 2026 estableció un marco basado en reglas para los desarrollos que cumplan los requisitos. El proyecto Bonga South West, de aproximadamente 10 mil millones de USD, fue identificado como su ejemplo inicial, mientras que la ejecución local debe maximizarse donde sea comercial y técnicamente factible. Los créditos fiscales de producción estándar están destinados a beneficiar directamente a las partes del PSC que financian desarrollos que conducen a la producción. Esa distinción hace que el rol de financiamiento sea comercialmente relevante, separando la participación en la inversión de la participación únicamente como proveedor de equipos o servicios.