Bloomberg Línea — América Latina ingresa en una nueva fase de reconfiguración de su mapa petrolero en 2026. Mientras algunos países enfrentan el agotamiento progresivo de sus reservas, otros consolidan una senda de expansión en producción, exportaciones y acceso a mercados de capital.
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Esta transformación redefine el equilibrio regional en materia de energía y perfila a nuevos protagonistas en el escenario global de hidrocarburos. Brasil, Guyana y Argentina concentran el crecimiento regional de la oferta, mientras Colombia y México enfrentan caídas sostenidas en reservas probadas.
Esta transición ocurre en un contexto de precios moderados y mayor sensibilidad regulatoria, con un horizonte en el que la presión fiscal, la sostenibilidad ambiental y la inversión en infraestructura condicionan la rentabilidad de los proyectos.
El informe más reciente de Fitch Ratings asigna a la región una perspectiva crediticia “deteriorada” y advierte que “la volatilidad de precios pondrá a prueba la flexibilidad de las estructuras de costos de los productores independientes, mientras los esquemas de regalías ganan más relevancia”.
Para la calificadora de riesgo, las reservas en Colombia y México subrayan la urgencia de un despliegue de capital, mientras que las compañías independientes de Argentina han impulsadio el crecimiento de reservas y producción. “A pesar de movimientos desfavorables en los precios del crudo, las empresas mantienen buen acceso al financiamiento”, destacó Fitch.
Equilibrios fiscales y tensiones geológicas
En esta nueva cartografía petrolera, la geografía de las oportunidades se ha desplazado hacia el Atlántico Sur. Brasil consolida su liderazgo con una producción superior a 3,5 millones de barriles diarios, con proyecciones que ubican ese volumen entre 4 y 5 millones hacia 2030, según estimaciones de la Agencia Internacional de Energía citadas por Bloomberg Economics.
Petrobras lidera este crecimiento mediante una estrategia de intensificación en el presal y una estructura de costos que Fitch califica como una de las más eficientes de la región.
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Argentina, tras una reestructuración parcial de su sector, avanza en la consolidación de Vaca Muerta. Fitch prevé que los productores independientes aumenten su producción en 14% en 2025 y 12% en 2026. La infraestructura de transporte y exportación, particularmente con la finalización del gasoducto VMOS, permitirá capitalizar reservas hasta ahora subutilizadas.
Jimena Zúñiga, analista de Bloomberg Economics, resalta que “Argentina también parece encaminada a superar el millón de barriles por día, a medida que el auge del esquisto en Vaca Muerta gana impulso”.
Guyana representa el caso más disruptivo del mapa petrolero regional. Con menos de un millón de habitantes y bajo un modelo contractual favorable a ExxonMobil y sus socios, el país caribeño se convertirá en uno de los veinte mayores productores per cápita del mundo antes de 2030.
El Fondo Monetario Internacional estima que su PIB per cápita superará al de España en cinco años. Guyana “ya se ha convertido en el país más rico de América Latina, gracias al aumento de la producción petrolera”, indicó Zúñiga.
En contraste, Colombia y México presentan trayectorias descendentes. Fitch calcula que la vida de reservas probadas en Colombia ha caído por debajo de siete años, en parte por la prohibición de producción no convencional.
En México, el subejercicio de inversión y la debilidad operativa de Pemex han reducido ese horizonte a ocho años. “El volumen de reservas existente es lo suficientemente grande como para justificar una evaluación de ‘aa’, pero las restricciones de liquidez plantean dudas sobre la capacidad de la empresa para desarrollarlas en el corto plazo”, indica el informe de Fitch.
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Entre las empresas calificadas, Pemex enfrenta los mayores desafíos de madurez financiera, con vencimientos por US$15.900 millones en deuda de corto plazo y US$7.600 millones en bonos para 2026. Fitch anticipa que el gobierno mexicano asignará US$13.400 millones en el presupuesto nacional para cubrir parte de esas obligaciones.
“Pemex presenta un apalancamiento de 9,5 veces EBITDA en 2024 y un costo de deuda por barril producido de US$8,33”, señala Fitch. “Petrobras muestra el perfil más sólido, con un ratio de apalancamiento de 0,6 veces y un costo de deuda de US$2,00 por barril”.
El caso colombiano refleja una tensión estructural entre objetivos fiscales y restricciones políticas. Fitch alerta que “el vínculo con el gobierno y la ausencia de producción no convencional explican la calificación en la categoría ‘b’ para los productores independientes del país”.
Las perspectivas de exploración en el margen ecuatorial, tanto en Colombia como en el norte de Brasil, podrían modificar este panorama si se materializan inversiones en aguas profundas.
Reacomodos en el mercado y presiones
El comportamiento de costos operativos también ha comenzado a definir una nueva jerarquía entre productores. Fitch estima que el costo medio total de producción, incluyendo regalías e impuestos, fue de US$50 por barril en 2024, frente a un precio estimado de US$70. En ese escenario, los productores con estructuras menos eficientes enfrentan riesgos financieros.
“Las empresas con costos más altos incluyen a Frontera Energy con US$68,3 por barril, YPF con US$60,2 y Ecopetrol con US$59,9”, precisa el análisis. En cambio, “Petrobras registró un costo de ciclo medio de US$15,17, uno de los más bajos de la cartera”.
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La presión sobre los costos ha aumentado desde 2020 debido a inflación en el sector, devaluaciones monetarias y menor dilución de costos fijos por caída en la producción de algunos actores. Fitch advierte que “si los precios continúan cayendo, los emisores podrán aumentar aún más la flexibilidad del flujo de caja”.
Pese a este entorno de mayor cautela, las condiciones de liquidez permanecen estables. Fitch proyecta un ratio de caja sobre deuda de corto plazo de 2,5 veces en 2025 y de 1,6 veces en 2026. Empresas como Hunt Oil Peru y los productores de Vaca Muerta conservan perfiles de bajo costo que permiten navegar escenarios de precios más bajos sin comprometer liquidez.
“La disponibilidad de líneas no comprometidas sigue vigente para emisores calificados en toda la cartera, lo que refuerza la liquidez”, concluye el informe.
Con base en ese panorama, América Latina se encamina a una nueva etapa en la que la geología, las políticas energéticas y la capacidad de financiar la transición determinarán la posición relativa de cada país en el tablero petrolero global.
