El mapa petrolero de América Latina dejó de leerse en clave de grandes estatales con trayectorias parecidas. Hoy conviven dos velocidades: un polo dinámico, encabezado por el offshore brasileño y el shale argentino, y un conjunto de compañías históricas que lidian con campos maduros, deudas elevadas o restricciones financieras.
Petrobras, la referencia indiscutida
La brasileña es, con amplia distancia, la mayor productora regional. En 2025 extrajo 2,99 millones de barriles de petróleo equivalente por día (boed), un 11% más que el año anterior, y superó el tope de su propia meta. El presal explicó 2,45 millones de boed y las exportaciones de crudo alcanzaron un récord anual de 765.000 barriles diarios. La expansión se aceleró en 2026: en el segundo trimestre la producción propia llegó a 3,34 millones de boed, máximo histórico y un alza interanual de 14,1%. El campo Búzios, el mayor del presal, es el gran motor: en junio sus plataformas promediaron por primera vez más de 1 millón de barriles diarios.
Pemex, entre el estancamiento y la deuda
La mexicana conserva el segundo lugar, pero sin señales de despegue. En julio de 2026 produjo 1,67 millones de barriles diarios de hidrocarburos líquidos, de los cuales 1,37 millones fueron crudo y el resto condensados. El bombeo de crudo se mantiene alrededor de 1,3 millones de barriles diarios desde fines de 2024, unos 126.000 barriles por debajo de la meta de 1,8 millones de líquidos que el gobierno fijó para el sexenio. El frente financiero agrava el cuadro: según Fitch Ratings, Pemex es la petrolera más endeudada de la región, con pasivos financieros cercanos a 100.300 millones de dólares a septiembre de 2025, más del triple que Petrobras.
PDVSA, una recuperación desde el piso
Venezuela tiene las mayores reservas probadas de crudo del planeta, pero produce una fracción de su potencial. Según las cifras oficiales informadas a la OPEP, en septiembre de 2026 bombeó 1,21 millones de barriles diarios; las fuentes secundarias de la organización estiman un volumen algo menor, de 1,15 millones. El repunte acumulado desde enero, cuando la producción rondaba los 924.000 barriles, es de 30,5%. Aun así, el país extrae menos de la mitad de los 3,1 millones de barriles diarios que alcanzaba en 1998.
Ecopetrol y Petroecuador: volumen sin rentabilidad o en retroceso
La colombiana Ecopetrol, controlada por el Estado, produjo unos 745.000 barriles diarios en 2025, su mejor marca en cinco años. Sin embargo, el mayor volumen no se reflejó en los números: la utilidad neta cayó 39,5%, hasta cerca de 9 billones de pesos colombianos, y los ingresos operacionales retrocedieron 10,2%. En Ecuador, Petroecuador —responsable de alrededor del 80% del crudo nacional— promedió 362.762 barriles diarios entre enero y mayo de 2026, por debajo de los 371.927 del mismo período del año anterior, según el Banco Central del Ecuador. La producción total del país bajó 1,5%, a 459.757 barriles diarios, afectada por la declinación natural de los yacimientos maduros.
YPF y el efecto Vaca Muerta
En la Argentina, YPF lidera con holgura. De acuerdo con datos de la Secretaría de Energía, en septiembre de 2025 produjo 382.723 barriles diarios de petróleo, muy por encima de Pan American Energy (108.181) y Vista Energy (77.442), seguidas por Pluspetrol, Shell, Tecpetrol y Chevron. El diferencial lo aporta el shale: en el segundo trimestre de 2026 la producción no convencional de la compañía promedió 213.000 barriles diarios, un 47% más que un año antes, y la ganancia del período ascendió a 1.205 millones de dólares, la segunda más alta de su historia para un trimestre.
Las estatales más chicas, bajo presión
Petroperú atraviesa una crisis de liquidez que la obliga a operar al 58% de su capacidad. Según su directorio, la refinería de Talara, diseñada para 95.000 barriles diarios, procesa entre 50.000 y 55.000, y la empresa busca financiamiento por 2.500 millones de dólares. En Bolivia, YPFB enfrenta el agotamiento del gas: su propio informe de gestión proyecta una caída de 30% en las exportaciones en 2026, hasta 9,11 millones de metros cúbicos diarios, y anticipa que con las reservas probadas actuales la capacidad exportadora se extinguiría en 2030. La excepción es la chilena ENAP, enfocada en refinación y con operaciones en Ecuador y Egipto, que ganó 579 millones de dólares en el primer semestre de 2026, un 82% más que un año atrás.
China, socia en los activos estratégicos
Las petroleras estatales chinas tienen participaciones directas en algunos de los yacimientos más valiosos de la región. En Búzios, CNOOC posee el 7,34% y CNODC, filial de CNPC, el 3,67%. CNOOC integra además, con 9,65%, el consorcio de Libra, donde se ubica el campo Mero. En la Argentina, la misma CNOOC controla la mitad de Bridas, la compañía de la familia Bulgheroni que comparte con BP el control de Pan American Energy, la mayor productora privada del país. Para Pekín, estas posiciones responden a una estrategia de largo plazo para diversificar su abastecimiento fuera de Medio Oriente; para la región, aportan capital a proyectos intensivos en inversión, tanto en aguas profundas como en recursos no convencionales.
Un mapa que se reordena
El balance deja un patrón nítido. Brasil y la Argentina concentran el crecimiento y tienden a ganar peso como exportadores, mientras México y Ecuador pierden dinamismo y Venezuela recupera volumen sin acercarse a su potencial. Colombia sostiene la producción con márgenes en baja y las estatales de Perú y Bolivia enfrentan problemas estructurales. En ese tablero, el capital chino se mantiene en las piezas más rentables, con una apuesta que mira mucho más allá del ciclo de precios.
Follow