Tamaño y Análisis de Participación del Mercado de Infraestructura de Petróleo y Gas - Tendencias de Crecimiento y Pronóstico (2026 - 2031)

Tendencias e Información del Mercado

Ageing Pipeline Replacement Cycle Accelerates Infrastructure Renewal

Los operadores de América del Norte añadieron 6.300 millones de pies cúbicos por día de nueva capacidad de gasoductos en 2025, aunque la mayor parte de la construcción simplemente reemplazó segmentos corroídos instalados en las décadas de 1960 y 1970 ^[1]. Washington desembolsó 196 millones de USD en subvenciones federales a 19 estados para el control de la corrosión y la modernización de tuberías de acero ese mismo año ^[2]. Al otro lado del Atlántico, aproximadamente el 40% de la red de alta presión de Europa es anterior a 1980, lo que ha llevado a los reguladores a endurecer los intervalos de inspección bajo la norma ISO 16708, una medida que está impulsando la demanda a corto plazo de acero de alta calidad y equipos de soldadura automatizada. Gazprom tiene la intención de retirar 8.000 kilómetros de líneas troncales para 2028 y redirigir los fondos hacia nuevas rutas árticas, lo que ilustra cómo los activos envejecidos están siendo relegados a favor de proyectos que se adaptan a los patrones comerciales cambiantes. En conjunto, la ola de reemplazos es un catalizador duradero para las plantas de tubería y los proveedores de protección contra la corrosión, aunque los picos en el precio del acero ocasionalmente retrasan los pedidos.

Rising Global LNG Trade Transforms Export Infrastructure

El comercio de GNL ascendió a 412 millones de toneladas en 2025, un aumento interanual del 4,8% que reflejó la necesidad de Europa de compensar la pérdida de 155 mil millones de metros cúbicos de volúmenes de gasoductos rusos y el continuo cambio de carbón a gas en Asia ^[3]. Tres terminales de exportación de Estados Unidos, Calcasieu Pass 2, Golden Pass y Plaquemines, obtuvieron la aprobación definitiva en 2025 y añadirán colectivamente 39,6 millones de toneladas por año de capacidad nominal para finales de la década. Europa puso en servicio 85 mil millones de metros cúbicos adicionales de capacidad de regasificación entre 2022 y 2025, un tercio de los cuales se materializó mediante unidades flotantes de almacenamiento y regasificación, lo que permitió un despliegue rápido y redujo los costos iniciales ^[4]. Catar mantuvo una participación del 20% en las exportaciones mundiales en 2025, pero se vio obligado a declarar fuerza mayor sobre cargamentos específicos durante la perturbación del Estrecho de Ormuz en marzo de 2026, exponiendo el riesgo de concentración en el estrecho corredor marítimo del Estrecho. Aunque la expansión fortalece la resiliencia del sistema, también amplifica las preocupaciones sobre activos varados en caso de que la penetración de las energías renovables reduzca la demanda de gas a largo plazo.

Deep- & Ultra-Deep-Water CAPEX Upswing Drives Platform Innovation

Petrobras de Brasil sancionó las unidades de producción flotante Búzios 9 y Mero 4 en 2025, cada una diseñada para procesar 180.000 barriles por día, y simultáneamente adjudicó USD 1.200 millones en trabajos submarinos a McDermott y Subsea 7. En África, el buque de GNL flotante Coral Norte de Mozambique entró en operación, procesando 3,4 millones de toneladas por año del bloque Área 4, lo que subraya que el gas en aguas ultraprofundas puede ser competitivo cuando se combina con licuefacción modular. Chevron comprometió USD 7.000 millones en una cartera de proyectos en aguas profundas en 2025, incluida la plataforma Anchor de alta presión en el Golfo de México de Estados Unidos. Estos proyectos técnicamente complejos sostienen la demanda de equipos avanzados de procesamiento submarino, vehículos operados de forma remota y buques de instalación especializados. Sin embargo, los sobrecostos siguen siendo frecuentes cuando los contratistas se enfrentan a una geología inesperada o a retrasos en los permisos.

National Energy-Security Programs Accelerate Domestic Infrastructure

India presentó una hoja de ruta de inversión en el sector energético de USD 500.000 millones hasta 2030, asignando aproximadamente USD 100.000 millones para exploración en upstream con el fin de reducir la dependencia de las importaciones, que se situó en el 85% en 2025. Las nuevas refinerías costeras en Gujarat y Odisha impulsarán la producción nacional de refinación hacia 300 millones de toneladas por año para 2028 y crearán demanda adicional de ampliaciones de muelles y oleoductos de productos. Japón y Corea del Sur elevaron los mínimos obligatorios de reservas de GNL a 90 días en 2025, lo que desencadenó una oleada de arrendamientos de cavernas subterráneas y tanques sobre el suelo. Mientras tanto, la Unión Europea legisló una regla de llenado de almacenamiento del 90% cada 1 de noviembre, un objetivo que se cumplió con éxito por primera vez en 2024-2025 a pesar de la reducción de los flujos de gas ruso. Estos programas crean demanda inmediata de cavernas de almacenamiento, muelles de importación y conectores intrarregionales, al tiempo que exponen los presupuestos estatales a las fluctuaciones de precios.

Extreme Oil-Price Volatility Constrains Long-Term Investment Planning

El Brent oscila por encima de USD 100/bbl en 2025 y por debajo de USD 70/bbl en 2024, lo que obliga a los operadores a diferir proyectos de campo nuevo de ciclo largo, favoreciendo las expansiones de campo existente que alcanzan el flujo de caja en menos de tres años. La eliminación de cuellos de botella en la refinería Beaumont de ExxonMobil ilustra la preferencia por capacidad incremental vinculada a infraestructura establecida, mitigando la exposición a las oscilaciones de precios. Los sistemas de producción flotante con módulos superiores modulares también ganan terreno porque permiten la puesta en marcha por etapas que se sincroniza con las señales del mercado. La consolidación también se acelera a medida que las grandes empresas bien capitalizadas adquieren independientes con restricciones de efectivo, incorporando activos en carteras más grandes para promediar los costos unitarios y limitar el riesgo de volatilidad.⁽³⁾ Estos cambios moderan el crecimiento inmediato y estabilizan el mercado de infraestructura de petróleo y gas a través de eficiencias de escala y una gestión disciplinada del capital.

Net-Zero & ESG Capital-Allocation Shifts Create Selective Funding Challenges

BP recortó su presupuesto de energías renovables en 5.000 millones de USD en 2025, redirigiendo el capital hacia proyectos de exploración y producción en el Golfo de México tras las demandas de los accionistas de pagos más rápidos. Shell detuvo una venta de 1.550 millones de USD de su participación en Sprng Energy en India durante septiembre de 2025, alegando condiciones de mercado adversas y una reconsideración estratégica de las energías renovables. Prestamistas europeos como BNP Paribas e ING anunciaron en 2025 que solo financiarían nuevos gasoductos de hidrocarburos o plantas de exportación de GNL si los proyectos se alineaban con las trayectorias del Acuerdo de París, lo que efectivamente elevó el costo de la deuda para los desarrolladores en las economías emergentes. Aunque la reducción del gasto en bajas emisiones de carbono puede ralentizar las redes de hidrógeno y captura de carbono, prolonga la vida útil de los activos convencionales, lo que paradójicamente sostiene la demanda a corto plazo de proyectos del mercado de infraestructura de petróleo y gas.

*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

Las terminales de GNL se están expandiendo con mayor rapidez entre las clases de activos, registrando una tasa de crecimiento anual del 7,0% hasta 2031, aunque las tuberías aún representaban el 42,8% de la participación del mercado de infraestructura de petróleo y gas en 2025. Solo Europa añadió 85.000 millones de metros cúbicos de capacidad de regasificación entre 2022 y 2025, apoyándose en gran medida en unidades flotantes de almacenamiento y regasificación que pueden ser amarradas en menos de un año. La infraestructura de almacenamiento está creciendo en paralelo porque Bruselas exige un objetivo de inventario del 90% cada 1 de noviembre, lo que fomenta las conversiones de cavernas y la nueva lixiviación de domos de sal. Las unidades de refinación y procesamiento enfrentan perspectivas mixtas: la capacidad nominal global alcanzó los 102 millones de barriles por día en 2025, pero la utilización de la OCDE se mantuvo cerca del 82% en medio del aumento de la penetración de los vehículos eléctricos, lo que señala una posible racionalización en los mercados maduros.

Las plataformas de perforación y los sistemas submarinos, sin embargo, se están beneficiando de un renacimiento en aguas profundas. Petrobras realizó pedidos de cuatro buques de producción, almacenamiento y descarga flotantes en 2025, con un valor acumulado de 14.000 millones de USD, cada uno destinado a un rendimiento de 180.000 barriles por día. Las estaciones de compresión están siendo objeto de modernizaciones de electrificación; Cenovus instaló 25 unidades eléctricas con una potencia total de 16 megavatios en Foster Creek en 2025, reduciendo el consumo de gas combustible en un 18%. Technip Energies obtuvo un contrato de ingeniería, adquisición y construcción por valor de 1.200 millones de USD para la expansión de GNL de North Field West de Catar en 2026, un proyecto que incorpora trenes modulares que reducen los tiempos de montaje en campo en 18 meses en comparación con los megaproyectos construidos in situ. El tamaño del mercado de infraestructura de petróleo y gas para las terminales de GNL está, por tanto, en camino de superar al de los nuevos gasoductos de larga distancia en la próxima década, lo que está reconfigurando la asignación de gastos de capital en toda la cadena de valor.

Los activos de transporte dominaron con una contribución de ingresos del 39,1% en 2025, reflejando décadas de inversiones en gasoductos, buques cisterna y ferrocarril que mueven hidrocarburos desde la cabeza de pozo hasta los centros de consumo. Sin embargo, el almacenamiento y la distribución crecen un 6,6% anual, impulsados por la cobertura de la volatilidad de precios y los requisitos de reservas estatutarias. La iniciativa de INR 70.000 crore (USD 8.400 millones) de India para construir 15 buques de GNL para 2030 muestra cómo las naciones dependientes de las importaciones buscan autonomía logística. La infraestructura de exploración y producción recibió un impulso significativo gracias a la asignación de USD 7.000 millones de Chevron en 2025 para plataformas en aguas profundas equipadas con equipos submarinos de 20.000 psi, validando el papel de la tecnología en el desbloqueo de barriles previamente varados.

El procesamiento y la refinación siguen siendo fundamentales en las regiones de alto crecimiento. India está en camino de impulsar la capacidad de refinación hacia 300 millones de toneladas por año para 2028, gracias a nuevos complejos costeros diseñados para manejar crudos más pesados y exportar más diésel. Los Emiratos Árabes Unidos ampliaron el almacenamiento de Fujairah en un 50% en 2025 mediante un proyecto adicional de 42 millones de barriles, con el objetivo de asegurar más de la mitad del nuevo almacenamiento de Oriente Medio hasta 2028. Estos ejemplos destacan cómo el tamaño del mercado de infraestructura de petróleo y gas para aplicaciones de almacenamiento está ganando peso en relación con las construcciones de transporte puro, especialmente a medida que las energías renovables intermitentes y el precio del carbono amplifican la necesidad de activos de equilibrio flexibles.

Análisis Geográfico

Mercado de Infraestructura de Petróleo y Gas en América del Norte

América del Norte captó el 34,7% del gasto de 2025, impulsado por entre 5.000 millones y 5.500 millones de USD en inversión de capital midstream de Energy Transfer y la aprobación de tres grandes terminales de exportación de GNL que consolidarán la posición de Estados Unidos como el mayor exportador mundial de GNL para 2030. TC Energy de Canadá puso en servicio activos por valor de 6.000 millones de USD en 2025 y autorizó otros 3.630 millones de USD, al tiempo que completó Coastal GasLink para abastecer a LNG Canada en la costa del Pacífico. El sureste industrial de México sigue dependiendo de costosos cargamentos de GNL en el mercado spot debido a que la capacidad de gasoductos no satisface la demanda, lo que pone de manifiesto una oportunidad sin explotar para las expansiones transfronterizas.

Mercado de Infraestructura de Petróleo y Gas en Asia-Pacífico

Asia-Pacífico es la zona de mayor crecimiento, con una CAGR del 6,3% hasta 2031, impulsada por el plan de infraestructura de cientos de miles de millones de dólares de India y la aprobación por parte de Indonesia de centros offshore como Tangkulo y Mako. El clúster BIGST de Malasia alcanzó la decisión final de inversión en 2025, con la primera producción de gas prevista para 2029, y el proyecto Rosmari-Marjoram de Petronas tiene como objetivo suministrar 800 millones de pies cúbicos por día. El mandato más estricto de reservas de GNL de 90 días de Japón y Corea del Sur está impulsando el arrendamiento adicional de cavernas, manteniendo saludables las carteras de pedidos de EPC de terminales de importación.

Mercado de Infraestructura de Petróleo y Gas en EMEA y América del Sur

Europa continúa canalizando capital hacia terminales de regasificación y ampliaciones de almacenamiento a medida que elimina gradualmente 155.000 millones de metros cúbicos de suministro ruso por gasoducto. Las reservas alcanzaron el 83% el 1 de octubre de 2025, solo un mes antes del objetivo del 90% del bloque para noviembre, a pesar de los menores volúmenes rusos; sin embargo, las tasas de extracción siguen siendo limitadas durante las olas de frío. La línea preparada para hidrógeno de GASCADE y el plan de modernización de 2.000 millones de EUR de Fluxys sitúan a la región a la vanguardia de la tecnología de transmisión de gas mixto. El gasto de capital de América del Sur se concentra en Brasil, donde Petrobras adjudicó 1.200 millones de USD en trabajos submarinos en 2025 y está incrementando los pedidos de embarcaciones de producción flotante, aunque Vaca Muerta en Argentina sigue obstaculizada por cuellos de botella en los gasoductos. Oriente Medio y África combinan vastas reservas de bajo costo con riesgo geopolítico: Qatar mantuvo una participación del 20% en las exportaciones mundiales de GNL en 2025, a pesar de la interrupción del transporte marítimo de marzo de 2026. Los Emiratos Árabes Unidos aumentaron el almacenamiento de Fujairah en 42 millones de barriles, y Coral Norte de Mozambique está demostrando que el GNL flotante puede desbloquear yacimientos de aguas profundas sin megaproyectos en tierra.