Tamaño y participación del mercado de upstream de petróleo y gas de Kazajistán - Análisis de crecimiento y pronóstico (2026 - 2031)

Tendencias e información del mercado de upstream de petróleo y gas de Kazajistán

Recuperación del precio del petróleo que impulsa los presupuestos de exploración y producción

Los presupuestos de exploración y producción aumentaron un 18% en 2024, ya que el Brent se mantuvo por encima de USD 75 por barril. Las entradas de capital aceleraron la perforación en Uzen, lo que resultó en 5.900 toneladas de producción adicional en el primer trimestre de 2024. Chevron aceleró la finalización de Tengiz con un soporte de precios similar.^{[1]Chevron Corporation, "Actualización del proyecto de crecimiento futuro de Tengiz," chevron.com} Sin embargo, el cumplimiento de las cuotas de la OPEP+ limitó la producción nacional a 1,7 millones de bpd, exponiendo el mercado de upstream de petróleo y gas de Kazajistán a la volatilidad de precios.

Aceleración de la Fase 2 de Kashagan

La Fase 2 eleva la capacidad de Kashagan de 370.000 bpd a 450.000 bpd para 2027 mediante la instalación de nuevas plataformas de cabezal de pozo y la adición de 3,5 bcm de procesamiento de gas. El acero resistente al gas ácido y el monitoreo de corrosión en tiempo real reducen el tiempo de inactividad en un 60% en comparación con 2022-2023. Los costos de equilibrio disminuyeron de USD 45 a USD 32 por barril tras las ganancias de eficiencia.

Incentivos fiscales para la recuperación mejorada de petróleo

El Modelo de Contrato Mejorado de 2024 reduce a la mitad el impuesto corporativo para la inyección de CO2 para la recuperación mejorada de petróleo y la inundación con polímeros, reduciendo el período de recuperación de la inversión de Tengiz de nueve a seis años.^{[2]Ministerio de Energía de Kazajistán, "Modelo de Contrato Mejorado," energy.gov.kz} Los proyectos piloto de Karachaganak elevan la recuperación al 48% mientras se fijan 2,1 millones de t de CO₂ cada año.

Expansiones del oleoducto troncal hacia China

Se espera que la capacidad de China alcance los 20 millones de toneladas en 2024 y aumente a 25 millones de toneladas para 2027, reduciendo la dependencia de la ruta rusa del 85% en 2024 al 75% previsto para 2030.^{[3]CNPC, "Expansión del oleoducto Kazajistán-China," cnpc.com.cn} Las nuevas bombas y los grados de tuberías más gruesas evitan las penalizaciones por calidad que antes restaban USD 3 por barril a los ingresos netos.

Altos costos de procesamiento por contenido de azufre

Los niveles de sulfuro de hidrógeno del 15-19% inflan los costos de desarrollo entre un 25-35% por encima de los promedios globales.^{[4]Eni S.p.A., "Desafíos del H₂S en Kashagan," eni.com} Los operadores gastan USD 400 millones cada año reemplazando tuberías corroídas en Kashagan, mientras que Tengiz almacena 600.000 t de azufre elemental anualmente.

Envejecimiento de la infraestructura terrestre

Más de 35.000 km de oleoductos, con un promedio de 30 años de antigüedad, requieren USD 20 mil millones en mejoras para 2030. Los derrames recientes en Mangystau intensificaron el escrutinio regulatorio y elevaron los costos operativos entre un 15-20%.

*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 ubicación de despliegue: La supremacía costa afuera impulsa la innovación técnica

Los activos costa afuera generaron USD 5,37 mil millones, o el 83,18% del tamaño del mercado de upstream de petróleo y gas de Kazajistán en 2025, y se pronostica que crezcan a una CAGR del 5,25% hasta 2031. Kashagan, la plataforma carbonatada de Tengiz y el clúster Kalamkas-Mar encabezan este avance hacia reservorios más profundos y de mayor presión. La transferencia continua de tecnología de las grandes compañías internacionales lleva aleaciones resistentes al gas ácido y vigilancia de corrosión en tiempo real a los proyectos del Mar Caspio. Se destinan USD 6 mil millones de inversiones para Kalamkas-Mar y Khazar, lo que subraya la confianza duradera a pesar del gas cáustico y las aguas propensas al hielo.

Las operaciones terrestres siguen siendo vitales, pero contribuyen solo USD 1,09 mil millones, o el 16,82%, del mercado de upstream de petróleo y gas de Kazajistán en 2025. El envejecimiento de las líneas de recolección de la era soviética y el creciente estrés hídrico limitan el crecimiento terrestre a una CAGR del 2,65%. No obstante, los programas de reacondicionamiento inteligente en Uzen y Zhetybai, junto con el alivio fiscal por inyección de CO₂ para la recuperación mejorada, prolongan la vida útil de los campos y evitan el declive abrupto.

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

Por tipo de recurso: El dominio del petróleo crudo enfrenta la aceleración del gas natural

El petróleo crudo aportó el 69,58% de los ingresos de 2025, lo que equivale a USD 4,49 mil millones dentro del tamaño del mercado de upstream de petróleo y gas de Kazajistán, y está encaminado a una CAGR del 3,65% hasta 2031. La expansión de Tengiz ya entrega 260.000 bpd a mediados de 2025, mientras que la Fase 2 de Kashagan apunta a 450.000 bpd. Los grados prémium de Mangistau y Buzachi disfrutan de una creciente demanda de las refinerías asiáticas.

El gas natural, valorado en USD 1,97 mil millones en 2025, crece un 4,85% anual a medida que cuatro plantas de procesamiento añaden 8,4 bcm de capacidad. El incremento de 4 bcm de Karachaganak y los nuevos incentivos fiscales para la utilización del gas asociado reducen la quema y potencian el potencial de exportación hacia China.

Por tipo de pozo: Los fundamentos convencionales permiten el crecimiento no convencional

La actividad convencional capturó el 94,32% del gasto de 2025, aunque crece a una CAGR moderada del 3,35%. Los laterales de alcance extendido superan ahora los 8.000 metros, desbloqueando el petróleo residual en arrecifes carbonatados.

Los pozos no convencionales, que representan hoy el 5,68%, se convierten en el manual de agilidad, registrando una CAGR del 5,05% a medida que el Modelo de Contrato Mejorado reduce los impuestos a la mitad. Los yacimientos compactos en la cuenca Chu-Sarysu exhiben tasas iniciales de 150-200 bpd tras fracturas de múltiples etapas, y la dirección geológica asistida por inteligencia artificial reduce los costos de perforación en un 20%.

Por servicio: El liderazgo en desarrollo cede paso al crecimiento del desmantelamiento

Los servicios de desarrollo y producción representaron el 59,72% de los ingresos de 2025, pero se desaceleraron a una CAGR del 3,62% una vez que los grandes proyectos alcanzaron una meseta. La perforación habilitada por inteligencia artificial, ejemplificada por el sistema ABAI de KazMunayGas, ayuda a mantener márgenes saludables.

El desmantelamiento, actualmente en el 14,20%, se espera que se acelere a una CAGR del 5,4% a medida que 2.500 pozos enfrenten su retiro para 2030. Las estimaciones de costo de USD 150.000-300.000 por pozo, combinadas con estrictas normas de remediación, impulsan la provisión anticipada por parte de las grandes compañías.

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

Análisis geográfico

El corredor de Atyrau y Mangystau generó el 77,23% de la producción nacional en 2025, equivalente a USD 4,99 mil millones del tamaño del mercado de upstream de petróleo y gas de Kazajistán. Las expansiones de Tengiz y Kashagan elevan la CAGR de producción del corredor al 3,9% hasta 2031. Los operadores upstream se benefician de los centros del oleoducto CPC y del oleoducto Kazajistán-China cercanos, aunque la renovación de USD 15 mil millones en oleoductos sigue siendo urgente.

Kyzylorda y Aktobe juntas representaron el 15,39% de los ingresos de 2025 y registraron una CAGR del 4,0%, ya que las formaciones más profundas y los yacimientos compactos atraen capital. La mejora del gas de Karachaganak añade 4 bcm de manejo, reduciendo los cuellos de botella de reinyección previos. La flexibilidad regulatoria, incluidas las exenciones fiscales en áreas de frontera, estimula la actividad sísmica y de evaluación.

Las provincias del este y norte representan el 7,38% restante, pero ganan interés a largo plazo a medida que mejora la cobertura sísmica. Las brechas de infraestructura se están reduciendo con la construcción planificada de terminales ferroviarias de conexión a oleoductos y posibles enlaces Trans-Caspio hacia rutas de exportación occidentales.