Global upstream oil and gas capital expenditure: El CAPEX upstream mundial debería normalizarse hacia niveles implícitos por los precios en 2026, y las necesidades estructurales de reinversión respaldarían un ciclo offshore más duradero.

Visión general

La encuesta de JPMorgan sobre inversión upstream mundial concluye que el gasto de 2026 vuelve a niveles históricos implícitos por el precio del petróleo tras quedar por debajo de ellos en 2023–25. El informe lo considera una normalización de reinversión disciplinada y estructuralmente respaldada, con una perspectiva constructiva de medio plazo para offshore y servicios petroleros.

Perspectivas principales

JPMorgan estima un gasto de capital upstream mundial de aproximadamente $330 billion en 2026, prácticamente estable interanual. Es una cifra materialmente superior a su estimación de febrero de aproximadamente $310 billion y una caída de alrededor de 3%. Tras situarse por debajo de la relación histórica con el Brent del año anterior durante 2023–25, la estimación de 2026 se alinea en términos generales con esa relación de largo plazo. El informe caracteriza el cambio como una normalización hacia una reinversión sostenible, no como un retorno a los ciclos de gasto agresivo guiados por materias primas anteriores a 2015. Atribuye el piso de inversión más firme a balances más sólidos, necesidades de reposición de reservas, prioridades de seguridad energética y mejores economías de proyectos. La necesidad estructural de renovar recursos es central a la tesis. Wood Mackenzie estima que la producción de las carteras comerciales actuales de 30 grandes empresas de E&P podría caer casi 40% entre 2025 y 2040. JPMorgan sostiene que las carteras maduras requieren por tanto inversión continua para sostener la producción, reponer recursos y extender la vida de las carteras. Esto respalda la inversión incluso cuando la señal de precio del petróleo a corto plazo es más débil, especialmente en oportunidades offshore de aguas profundas favorables y recursos domésticos estratégicos. El comportamiento de inversión difiere materialmente según el tipo de operador. Se espera que el CAPEX upstream de IOC caiga solo alrededor de 3% interanual a aproximadamente $95 billion en 2026, pese a una caída de alrededor de 15% en los precios del petróleo del año anterior. El informe observa que la relación histórica entre el CAPEX de IOC y los precios del petróleo del año anterior se debilitó desde un R² de 0.87 antes de 2015 hasta 0.04 desde entonces, reflejando marcos de capital a lo largo del ciclo, compromisos de proyectos de largo ciclo y prioridades de retorno al accionista. La vida media de reservas probadas de la cobertura IOC de JPMorgan es ahora de aproximadamente 9 years, alrededor de 18% inferior a los niveles de hace una década, lo que crea un piso de inversión más firme. Los IOC estadounidenses siguen siendo más sensibles al petróleo que los pares europeos e internacionales, con correlaciones históricas de alrededor de 0.59 y 0.29, respectivamente. Se espera que el gasto upstream de NOC aumente alrededor de 4% interanual a aproximadamente $159 billion en 2026, pese al contexto más débil de precios del petróleo del año anterior. JPMorgan considera que las NOC están cada vez más regidas por un doble mandato: sostener y reconstruir la capacidad de producción, a la vez que refuerzan la seguridad energética y reducen la dependencia de suministros externos concentrados. El CAPEX de NOC históricamente mostró una relación relativamente fuerte con los precios de materias primas, con un R² de alrededor de 0.73; por ello, el resultado de 2026 se considera una desviación positiva respecto a la señal de precios. En Asia Pacífico, donde Wood Mackenzie estima que más de 75% de la producción de 2026 proviene de campos maduros y de mitad de vida, el declive natural, las limitaciones de infraestructura y los plazos de proyectos hacen necesaria la reinversión incluso si precios más altos por sí solos no pueden aumentar rápidamente la oferta. El gasto de E&P independientes está más fragmentado. JPMorgan estima que el CAPEX upstream independiente caerá alrededor de 3% interanual a aproximadamente $77 billion en 2026, mientras que el CAPEX de independientes internacionales bajará alrededor de 5% al superar proyectos como Barossa, Pikka, Scarborough y Trion sus fases de máxima inversión. El informe interpreta esto como maduración de ciclos de proyectos, no como un deterioro amplio del apetito de inversión. En Norteamérica, la actividad liderada por privados ha mejorado: el conteo de rigs estadounidenses de Enverus aumentó 17%, o 91 rigs, desde el 28 de febrero hasta 636 al 8 de septiembre. JPMorgan prevé que el conteo estadounidense de Baker Hughes promedie 574 rigs en 2026, frente a 562 en 2025, antes de crecer 7% a 613 en 2027 y 2% a 623 en 2028. La perspectiva offshore sigue siendo un tema constructivo importante. Los datos de Wood Mackenzie apuntan a un pipeline de decisiones finales de inversión más sólido durante la segunda mitad de 2026 y, especialmente, en 2027, liderado por proyectos offshore convencionales y de aguas profundas. JPMorgan destaca una segunda ola de inversión de gas en aguas profundas del Sudeste Asiático que apunta a aproximadamente 28 tcf, o aproximadamente 5 billion barrels of oil equivalent, y la renovada actividad de aguas profundas de Nigeria, incluido el proyecto Owowo de Exxon de $7–8 billion, que podría alcanzar FID tan pronto como el año siguiente. El informe considera que la ampliación de actividad entre cuencas de aguas profundas, junto con la necesidad de recursos grandes y de larga vida, respalda la inversión offshore de medio plazo. Para los servicios petroleros, JPMorgan sigue siendo constructivo sobre los proveedores europeos de servicios offshore, ya que un conjunto de oportunidades de aguas profundas más amplio y un pipeline de aprobaciones más fuerte deberían respaldar la reposición de cartera, la entrada de pedidos y la visibilidad de ingresos. También ha adoptado una postura más constructiva sobre su cobertura OFS norteamericana ante los vientos favorables del gasto upstream. Wood Mackenzie espera que la inversión de su grupo de pares aumente alrededor de 5% en 2027, con upstream tomando una mayor parte del capital total; la mayoría de los operadores entraría en 2027 con gearing inferior a 20%. Por ello, JPMorgan espera mayor asignación upstream, recarga de exploración y captura de recursos, manteniendo disciplina de capital y distribuciones a accionistas.

Marco de análisis

JPMorgan combina una encuesta de aproximadamente 75 IOC, NOC e independientes con un modelo propio de CAPEX upstream mundial más amplio que cubre cerca de 175 empresas principales de E&P. Compara el gasto previsto con las relaciones históricas con el Brent del año anterior, separa el comportamiento por tipo de operador y geografía, y utiliza CAPEX reportado por las compañías, orientación, previsiones de modelos de renta variable de JPMorgan y estimaciones de Wood Mackenzie cuando las divulgaciones empresariales son insuficientes. La encuesta excluye el gasto downstream y se concentra en costes de exploración, desarrollo y producción relevantes para la demanda de servicios petroleros.

Notas metodológicas

• Marco de análisis sectorialDescomposición de volumen y precio

  Comparación del CAPEX upstream con los precios Brent del año anterior

  El informe compara el gasto upstream actual e histórico con el contexto de precios del petróleo del año previo para distinguir el gasto impulsado por precios de la reinversión estructural.

• OtroOtro

  Encuesta global de CAPEX upstream y análisis de correlación histórica

  JPMorgan agrega datos de gasto y orientación de empresas, complementa las brechas con estimaciones de analistas y Wood Mackenzie, y utiliza correlaciones y residuos frente al CAPEX histórico implícito por precios para evaluar el comportamiento de inversión.

Correspondencia y comparación de activos

Correspondencia estructurada entre la tesis y activos concretos (fortalezas, debilidades, pares y riesgos).

• European oilfield services

  El informe considera que la expansión del desarrollo offshore y de aguas profundas crea un entorno favorable para la reposición de cartera y la visibilidad de ingresos.

  Fortalezas

  Conjunto más amplio de oportunidades offshore mundiales, pipeline comercial sólido y dinamismo de pedidos.

  Comparación

  Los pedidos anunciados en lo que va del año se sitúan solo modestamente por debajo del fuerte nivel de 2023.

  Riesgos

  La aprobación y el calendario de desarrollo de proyectos siguen siendo relevantes.

• North American oilfield services

  Los vientos favorables del gasto upstream y la mejora de la actividad terrestre estadounidense respaldan una perspectiva más constructiva.

  Fortalezas

  La actividad de rigs estadounidense se ha recuperado significativamente desde el mínimo de febrero y las E&P públicas están empezando a planificar crecimiento para 2027.

  Debilidades

  La actividad sigue liderada por privados y la planificación de las E&P públicas aún está en una fase temprana.

  Comparación

  El conteo actual de rigs estadounidenses de Baker Hughes de 591 estaba 7% por encima del promedio de 2Q26 y 8% por encima del promedio de 1Q26.

  Riesgos

  La actividad sigue dependiendo de los planes de capital de los operadores y del entorno del precio del petróleo.

Datos clave

• CAPEX upstream global, 2026~$330BPrácticamente estable interanual; frente a la estimación de febrero de JPMorgan de ~$310B y una caída de ~3%.
• CAPEX upstream de IOC, 2026~$95BSe espera que disminuya ~3% interanual pese a una caída de ~15% en los precios del petróleo del año anterior.
• CAPEX upstream de NOC, 2026~$159BSe espera que aumente ~4% interanual, revirtiendo la caída desde el máximo de 2023 de ~$182B.
• CAPEX upstream de independientes, 2026~$77BSe espera que disminuya ~3% interanual.
• Caída de producción de las carteras actualesNearly 40%Estimación de Wood Mackenzie para 30 grandes empresas de E&P entre 2025 y 2040.
• Crecimiento previsto de inversión del grupo de pares, 2027~5%Wood Mackenzie espera que upstream capture una mayor proporción del capital total.
• Vida media de reservas probadas de IOC~9 yearsAlrededor de 18% por debajo de los niveles de hace una década.

Impacto e implicaciones

El informe considera que el piso de inversión es más duradero de lo que sugiere el titular de gasto plano de 2026. La renovación estructural de carteras y la inversión de NOC impulsada por seguridad deberían respaldar la actividad upstream a través de la volatilidad de materias primas, mientras que un pipeline de FID offshore más sólido mejora la visibilidad de demanda de medio plazo para equipos y servicios offshore.

Riesgos

• Las cuencas maduras, los cuellos de botella de infraestructura y los plazos de desarrollo de proyectos podrían limitar la capacidad de transformar las prioridades de seguridad energética en una producción materialmente mayor a corto plazo.
• El gasto de independientes internacionales se está moderando a medida que los grandes proyectos superan sus fases de máxima inversión.
• La disciplina de capital y los marcos de retorno al accionista siguen limitando un regreso amplio de IOC a los patrones de gasto previos a 2015.

Aspectos que vigilar

• El ritmo de las decisiones finales de inversión offshore y de aguas profundas durante la segunda mitad de 2026 y 2027.
• Si las NOC convierten los objetivos de renovación de capacidad y diversificación de suministro en actividades de exploración, desarrollo y asociación.
• La planificación de las E&P públicas estadounidenses para 2027, incluida la disponibilidad de rigs de alta especificación, actualizaciones y plazos de reactivación.