Bloomberg Línea — En un mercado global marcado por una oferta que crece a mayor ritmo que la demanda, el rol de América Latina será decisivo. Brasil, Guyana y Argentina van camino a consolidarse como motores clave del crecimiento petrolero no-OPEP+ en 2026, empujando al alza la oferta global y profundizando el desequilibrio de precios.
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En un entorno en el que la demanda crece lentamente y los inventarios ya están en niveles históricamente altos, los barriles latinoamericanos se convertirán en una fuerza de presión para el Brent.
Las cuentas de JPMorgan (JPM) indican que Brasil, Guyana y Argentina aportarán volúmenes significativos al crecimiento global de la oferta no-OPEP+ en 2026, con incrementos combinados que podrían rondar entre los 750.000 y 1 millón de barriles diarios, considerando los nuevos sistemas de producción flotante (FPSO) en Brasil y Guyana, así como el crecimiento de Vaca Muerta en Argentina.
Este escenario se convierte en un desafío directo para la estabilidad del mercado, especialmente si no hay recortes de producción adicionales por parte de los países OPEP+. En palabras de JPMorgan, “la combinación de aumento en la oferta no-OPEP+ e inventarios elevados arrastra al Brent hacia la zona de los US$50”, lo cual deja poco margen para maniobras correctivas sin sacrificios en ingresos o participación de mercado.
América Latina y la sobreoferta global
Según JPMorgan, 2026 marcará un hito: será el primer año en que la oferta total de los países no-OPEP+ superará a la del bloque liderado por Arabia Saudita. El banco señala que “los Seis Núcleos de oferta no-OPEP—Estados Unidos, Brasil, Canadá, Guyana, Argentina y Noruega—aportarán 1,44 millones de barriles diarios el próximo año”.
Brasil será el mayor contribuyente entre ellos, con el despliegue de nuevos sistemas FPSO ya aprobados y en ejecución. En el caso de Guyana, el crecimiento está prácticamente asegurado. “Una vez que una FPSO ha sido aprobada —y especialmente cuando está en fase de integración o partida— sólo una causa de fuerza mayor podría impedir su puesta en marcha”, afirma JPMorgan.
La solidez de Guyana también se explica por la competitividad de sus costos. “La economía del bloque Stabroek está entre las más sólidas del mundo, con puntos de equilibrio de entre US$25 y US$35 por barril”, destaca el banco en referencia a los proyectos de ExxonMobil (XOM) en el país.
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Argentina, por su parte, consolida su lugar como nueva frontera del shale. “La producción de Vaca Muerta superó los 550.000 barriles diarios en septiembre y se espera que supere el millón en los próximos cinco años”, advierte el informe.
Este salto productivo será posible gracias a dos grandes obras de infraestructura que entrarán en operación en 2026: el nuevo oleoducto Vaca Muerta Norte y la terminal de exportación Vaca Muerta Sur, que permitirán evacuar hasta 1,3 millones de barriles por día.
Con estos tres países avanzando al mismo tiempo, la región suramericana aportará la mayor parte del crecimiento en oferta fuera de OPEP+. JPMorgan sostiene que “esta estructura dual de crecimiento—offshore de largo plazo y shale ágil—garantiza un suministro bien distribuido, incluso en un entorno de precios en torno a los US$55”.
Inventarios elevados y presión sobre los precios
El problema, según JPMorgan, es que la demanda no está creciendo al mismo ritmo. El banco proyecta un alza de apenas 0,9 millones de barriles diarios en 2026, frente a un crecimiento de la oferta de 1,3 millones. Este desbalance se suma a una acumulación previa de inventarios, especialmente en China.
La creciente oferta de los países no-OPEP+, sumada al fuerte incremento de inventarios globales, especialmente en China, está generando un desequilibrio que podría empujar al Brent hacia los niveles bajos de US$50 durante 2026.
Para JPMorgan, incluso un precio en la zona de US$58 requeriría recortes de producción voluntarios de al menos 2 millones de barriles diarios a partir de mediados de 2026. De lo contrario, el mercado quedará expuesto a una caída aún más abrupta en 2027.
“Nuestra estimación indica que una estrategia proactiva de reducción sería más efectiva que esperar a que los precios se desplomen”, afirman. “Ser proactivo ahorra cuota de mercado e ingresos”, dice el informe.
En este contexto, América Latina también quedaría expuesta, aunque en menor medida. El informe reconoce que parte de la oferta regional es resiliente, pero otras áreas podrían sufrir. “La producción en Colombia es altamente sensible a los precios, con puntos de equilibrio en el rango de US$45–55”, señala JPMorgan. “A un Brent por debajo de US$45, se espera que se aceleren los declives en campos maduros como Chichimene y los activos del Llano”.
Ecuador enfrenta un panorama similar: “con costes fiscales por encima de US$50, una caída sostenida de precios reduciría la actividad de perforación y podría recortar más de 50.000 barriles diarios de la producción”.
En cambio, Argentina aparece mejor posicionada. “Vaca Muerta tiene un punto de equilibrio entre US$45 y US$55 por barril en ciclo completo; un Brent en los bajos US$50 ralentizaría la perforación y las terminaciones, pero no eliminaría la producción ya existente”, puntualiza JPMorgan.
Opiniones divergentes sobre los precios del crudo
La visión de JPMorgan se alinea con la proyección de Deutsche Bank, que en su último análisis recortó el pronóstico para el Brent en 2026 a US$55. “El crecimiento de la oferta por parte de OPEP+ y no-OPEP+—de unos 1,4 a 1,5 millones de barriles diarios cada uno—supera el crecimiento de la demanda de 700.000 barriles diarios, creando un superávit de 2 millones de barriles diarios y una presión bajista sostenida”, señaló el banco alemán.
Sin embargo, no todos coinciden con este diagnóstico. UBS mantiene una visión más constructiva sobre el mercado y prevé un Brent en US$67 al cierre de 2026. “Los precios del petróleo deberían subir ante la mejora de la demanda y el estancamiento del crecimiento de la oferta”, afirman los analistas. “Aunque la demanda ha sido menor a la esperada, no vemos un exceso de oferta”.
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Según UBS, “el reciente aumento en los niveles de petróleo en tránsito no se ha traducido en un aumento de inventarios en tierra; de hecho, los datos de la Agencia Internacional de Energía indican una disminución”. Para la firma suiza, el mercado empezará a valorar los límites de crecimiento en productores no-OPEP+ y la falta de capacidad ociosa, lo que eventualmente elevará los precios.
En cambio, JPMorgan advierte que incluso si la oferta se ajusta, será demasiado tarde. “El efecto combinado de una menor oferta y una demanda inducida por precios bajos reequilibrará el mercado sólo tras una corrección significativa de precios y una destrucción considerable de oferta”, señala. “Cualquier recuperación de precios será lenta y prolongada”.
