El capex para desarrollo de campos offshore alcanzará US$137 mil millones en 2026, según Westwood

Publicado: 6 August 2026

Se prevé que el gasto de capital global para el desarrollo de campos offshore alcance US$137 mil millones en 2026, mientras los operadores mantienen su compromiso con proyectos de largo ciclo — desarrollos que normalmente abarcan de cinco a siete años desde la sanción hasta la primera producción, lo que significa que las decisiones de inversión de hoy moldearán la oferta de hidrocarburos hasta bien entrada la década de 2030 — según la información más reciente de Westwood Global Energy Group.

Pese a la disrupción geopolítica y la volatilidad de los precios del petróleo, los operadores han seguido impulsando desarrollos offshore de largo ciclo, con especial énfasis en proyectos de aguas profundas y plataformas flotantes. La actividad de contratación comenzó lentamente a inicios de 2026, pero tanto el mercado de floating production systems (FPS) como el subsea se fortalecieron de forma material durante el segundo trimestre, lo que indica una clara aceleración del impulso de adjudicaciones offshore de cara a la segunda mitad del año.

Westwood registró 38 final investment decisions (FID) de campos offshore en la primera mitad de 2026, lo que representa un aumento del 90% frente a 1H 2025. El capex total comprometido para desarrollo de campos offshore alcanzó US$66.4 mil millones, más de tres veces el nivel registrado un año antes. Las adjudicaciones EPC de FPS representaron aproximadamente US$12.9 mil millones en ocho unidades, mientras que las adjudicaciones EPC subsea llegaron a US$5.6 mil millones.

Para 2H 2026, Westwood prevé que la inversión siga siendo sólida, con US$70.5 mil millones en capex comprometido para desarrollo de campos offshore de petróleo y gas y más de US$30 mil millones en adjudicaciones adicionales de FPS y EPC subsea esperadas durante el mismo periodo. Los principales impulsores siguen siendo la seguridad energética, la competitividad económica de los proyectos en aguas profundas y la creciente confianza de los operadores en los recursos offshore como una fuente confiable de suministro a largo plazo. Sin embargo, una distribución geográfica más amplia de las adjudicaciones y la mejora del desempeño de la cadena de suministro sugieren que el ciclo actual se está volviendo más equilibrado, resiliente y menos dependiente de un grupo limitado de regiones u operadores.

El costo del desarrollo de campos sube 30%

El capex para desarrollo de campos offshore en 2026 se estima en US$137 mil millones, un aumento del 30% frente a US$105.2 mil millones en 2025. Esta cifra incluye costos de perforación y terminación, ingeniería de subsea y plataformas, adquisiciones, construcción, instalación y puesta en marcha (EPCIC), además de otros gastos relacionados con el desarrollo, como gestión de proyectos, logística, apoyo marítimo y contingencias.

El incremento apunta a un ciclo de inversión offshore materialmente más fuerte, pero aún más importante es el mejor ritmo del gasto. A diferencia de 2025, cuando el capex offshore estuvo fuertemente concentrado en 2H, que representó el 80% de la inversión anual comprometida, 2026 se distribuye de forma más equilibrada entre US$66.4 mil millones en 1H y US$70.5 mil millones en 2H. Esto sugiere un entorno de sanciones más sostenido, en lugar de un ciclo concentrado de adjudicaciones al cierre del año.

A nivel regional, la combinación de inversión también cambió. En 2025, la inversión comprometida en petróleo y gas offshore estuvo liderada por Medio Oriente, con el respaldo de QatarEnergy, Saudi Aramco y TPAO, reflejando desarrollos a gran escala de plataformas fijas y expansión de capacidad brownfield. Medio Oriente representó US$34.8 mil millones, o aproximadamente un tercio del capex global. Le siguieron América Latina con US$23.5 mil millones y Asia con US$16.6 mil millones.

En 2026, la inversión está significativamente más diversificada. América Latina se convirtió en el mayor mercado regional con US$28.5 mil millones, por delante de Asia y Norteamérica, ambas con US$26 mil millones. África aporta US$23.3 mil millones, mientras que Medio Oriente cae a US$22.8 mil millones. El perfil más débil de Medio Oriente en 1H 2026 refleja un entorno de sanciones más cauteloso, influido en parte por la incertidumbre geopolítica vinculada al conflicto entre EE. UU., Israel e Irán, así como por la reasignación del capital global hacia desarrollos flotantes vinculados a LNG y de aguas profundas. Importantes oportunidades en Medio Oriente, incluidas Durra, Maydan Mahzam y Umm Shaif Gas Cap, siguen concentradas en 2H 2026 o más adelante.

Desde la perspectiva de segmentos, el cambio estructural más claro es el aumento del valor de las adjudicaciones EPC de plataformas flotantes, que sube de US$15.6 mil millones en 2025 a US$37.7 mil millones en 2026. En contraste, el gasto en perforación y terminación baja de US$26.7 mil millones a US$23.5 mil millones, mientras que el EPC de plataformas fijas también disminuye levemente de US$14.9 mil millones a US$13.8 mil millones, debido a retrasos en las sanciones de proyectos en Medio Oriente. Sin embargo, el EPC de equipos subsea se mantiene en términos generales estable en US$17 mil millones.

El mercado FPS entra en una nueva fase de crecimiento

El mercado FPS repuntó con fuerza en 2Q 2026 frente a 1Q, con seis adjudicaciones EPC principales valoradas en aproximadamente US$11.4 mil millones. Estos proyectos añadieron más de 539kboepd de capacidad de procesamiento y 4.4 mtpa de capacidad de FLNG, lo que destaca el papel creciente de la infraestructura flotante en las estrategias de desarrollo tanto de petróleo como de gas.

Entre las adjudicaciones clave figuran los FPSO P-81 y P-87 de Petrobras, adjudicados a SBM Offshore bajo un modelo build, operate and transfer (BOT), reforzando el giro de Petrobras hacia esquemas que se alejan de las tradicionales estructuras de lease-and-operate. Otras adjudicaciones destacadas incluyen Delfin FLNG en el Golfo de EE. UU., Greater PAJ de Azule Energy offshore Angola, la unidad FPSO de reemplazo de Kikeh de PTTEP offshore Malasia y la unidad de control flotante (FCU) Cronos de Eni offshore Chipre.

Se espera que la actividad de contratación EPC para FPS se fortalezca aún más en 2H 2026, con 10 unidades adicionales previstas para sanción, lo que representaría aproximadamente US$23.5 mil millones en valor EPC. En julio de 2026, Eni sancionó la unidad FPS para su desarrollo Baleine Ph. 3 offshore Côte d’Ivoire, con Wison New Energies a cargo del alcance EPC, mientras que, offshore Indonesia, Searah, la empresa conjunta de Eni-Petronas, adjudicó a Saipem el alcance EPC para el FPSO Bahtera Haluan Lestari, que se desplegará en la cuenca Kutei North Basin.

Otros proyectos FPS importantes a seguir en 2H incluyen Longtail de ExxonMobil offshore Guyana, el desarrollo Venus de TotalEnergies offshore Namibia, Bahia Blanca LNG (Argentina), Ksi Lisims FLNG (Canadá) y la unidad Yoho FLNG offshore Nigeria.

Los fundamentos subsea siguen siendo sólidos

La actividad de adjudicaciones subsea quedó rezagada frente a FPS en 1H 2026, pero el mercado subyacente sigue siendo fundamentalmente sólido. Westwood registró US$2.9 mil millones en adjudicaciones subsea EPC en 2Q 2026, un alza de 7% trimestre contra trimestre y de 24% interanual. Se prevé que el valor anual de las adjudicaciones subsea EPC alcance US$17 mil millones, respaldado por 283 unidades de subsea tree, de las cuales 123 fueron adjudicadas en 1H 2026.

La demanda de subsea umbilicals, risers and flowline (SURF) en 2026 se proyecta en aproximadamente 4,000 km, un aumento interanual del 32%, mientras que la demanda de export line se estima en 2,600 km, lo que representa un alza interanual del 47%.

El perfil más débil de adjudicaciones en 1H parece estar más relacionado con el calendario que con una menor demanda. Varios desarrollos sancionados recientemente, incluidos Baleine Ph 3 de Eni, Cronos y Geng North, aún no han adjudicado paquetes subsea importantes. Esto respalda la expectativa de una 2H 2026 más fuerte y refuerza la confianza en la utilización de la cadena de suministro subsea.

El impulso offshore se amplía

A pesar de los vientos en contra geopolíticos que retrasan algunas adjudicaciones en Medio Oriente, el mercado offshore de 2026 muestra mayor profundidad y resiliencia, respaldado por un mayor gasto en ítems de largo plazo, una base más amplia de operadores inversores y un compromiso creciente con proyectos intensivos en capital de FLNG y aguas profundas. El crecimiento del mercado se está volviendo menos concentrado regionalmente y cada vez más impulsado por desarrollos liderados por instalaciones, en particular los floating production systems. La actividad subsea sigue respaldada por una sólida cartera de proyectos sancionados, lo que posiciona al sector para una aceleración de adjudicaciones contractuales durante la segunda mitad del año.

Fuente: Westwood Global Energy Group