Análisis del tamaño y la participación del mercado upstream de petróleo y gas de Argelia: tendencias de crecimiento y pronóstico (2026-2031)

Tendencias y perspectivas del mercado upstream de petróleo y gas de Argelia

Aceleración de la recuperación del gasto de capital tras la COVID-19 en los yacimientos maduros del Sahara

El plan de Sonatrach para el periodo 2026-2030 destina la mayor parte de su presupuesto de 60 millones de dólares a mantener la producción en los yacimientos existentes, y el proyecto de ampliación de la Fase III, Etapa 2 de Hassi R'Mel, con un presupuesto de 2.3 millones de dólares, ejemplifica este enfoque en la recuperación de gas en yacimientos maduros.^{[ 1 ]James Cockayne, “Argelia ‘lanza’ un programa de refuerzo de recursos humanos de 2.3 millones de dólares”, MEES, mees.com} La investigación de Hassi Messaoud sobre la adsorción de surfactantes, publicada en 2025, respalda las técnicas de recuperación mejorada de petróleo destinadas a revertir el declive a largo plazo. SLB amplió los servicios de caracterización de yacimientos y perforación horizontal a principios de 2024, reduciendo los tiempos de perforación en un 33 % y destacando el potencial de ahorro de costos de las herramientas digitales. La reactivación del gasto de capital se centra en la captura y compresión de gas, lo que respalda el compromiso de Argelia de limitar la quema rutinaria de gas. El aumento de capital indica una decisión política que favorece las ganancias incrementales de las reservas conocidas frente a la exploración de yacimientos inexplorados.

Entrada de las empresas petroleras nacionales asiáticas mediante contratos de servicios de riesgo

El acuerdo de Sinopec por 850 millones de dólares para Hassi Berkane North y el contrato de ZPEC por 30 años más 10 años para Zerafa II ejemplifican la disposición de las compañías petroleras estatales asiáticas a asumir el riesgo de exploración bajo el modelo argelino de gestión de riesgos. La precalificación nacional de ZPEC en marzo de 2025 abrió la puerta a todas las licitaciones futuras. La extensión de 35 años del contrato MLN de Pertamina demuestra que los compromisos a largo plazo son factibles incluso bajo la regla 51/49.^{[ 2 ]Tom Pepper, “Las grandes petroleras europeas, chinas y de Oriente Medio se hacen con bloques en Argelia”, Energy Intelligence, energyintel.com} Las empresas asiáticas valoran el acceso al gas para abastecer su mercado interno o para la monetización del GNL, y aceptan plazos de recuperación de la inversión más largos que muchas empresas independientes occidentales. Su presencia intensifica la competencia por las zonas con potencial gasífero y diversifica la base de socios de Argelia.

Nueva Ley de Hidrocarburos (2019) que ofrece mejores condiciones tributarias

La Ley 19-13 introdujo contratos de participación, producción compartida y gestión de riesgos, regalías más bajas y límites de recuperación de costos más rápidos; sin embargo, aún carece de 43 textos de implementación, lo que genera incertidumbre jurídica para los licitadores. A pesar de esto, la ronda 2024-2025 atrajo a 41 empresas y adjudicó cinco de los seis bloques, lo que confirma que los términos principales compensan la inercia regulatoria. La distribución de ganancias escalonada mejora la rentabilidad de los yacimientos de gas, y un impuesto a la quema de 12 000 dinares por cada 1000 m³ incentiva la captura de gas.^{[ 3 ]Banco Mundial GGFR, “Alianza mundial para la reducción de la quema de gas”, worldbank.org} Sin embargo, las aprobaciones de múltiples agencias y los obstáculos cambiarios siguen retrasando el cierre de las operaciones. Los operadores con vínculos consolidados con Sonatrach superan estas dificultades con mayor facilidad que los recién llegados.

Aumento de la demanda europea de gas para las exportaciones argelinas por gasoducto

Argelia suministró aproximadamente el 15% de las importaciones de gas de la UE en 2024 a través de TransMed y Medgaz, reconfigurando las carteras de exploración y producción hacia el gas. Los acuerdos entre Eni y Sonatrach en julio de 2025 apuntan a un aumento de 8 millones de m³ anuales para 2028 mediante proyectos conjuntos por valor de 55 millones de dólares. La alemana VNG firmó el primer acuerdo de gasoducto argelino en enero de 2024, canalizando volúmenes a través de Italia hacia Europa Central. El creciente consumo interno, que absorbió el 5.5% de la producción de gas de 2024, obliga a Sonatrach a acelerar la optimización de los yacimientos y la recuperación de gases de combustión para liberar suministro exportable. Los contratos de compraventa plurianuales europeos reducen el riesgo de las inversiones en gas de exploración y producción y desvían la asignación de capital de los proyectos de crudo.

Retraso en la implementación de las reformas fiscales Burocracia

La ausencia de 43 decretos de implementación ralentiza la ratificación de contratos, extendiendo las negociaciones entre ExxonMobil y Chevron sobre gas de esquisto entre 12 y 18 meses. Las múltiples firmas ministeriales y las autorizaciones informales incrementan los costos previos a la aprobación, mientras que la regla 51/49 complica la financiación. La no pertenencia de Argelia a la EITI y su baja puntuación en el Índice de Gobernanza de Recursos ponen de manifiesto las deficiencias en materia de transparencia.^{[ 4 ]Menas Associates, “Es probable que fracase el intento de reactivar el gasoducto transahariano (TSGP)”, menas.co.uk} La Ley de Inversiones 22-18 promete una ventanilla única para la aprobación de proyectos, pero sigue sin contar con suficiente personal. El principal obstáculo recae sobre los proyectos extraterritoriales y no convencionales, que requieren largos plazos de ejecución, lo que refuerza el predominio de los proyectos de rehabilitación de terrenos industriales abandonados en tierra firme.

Proyectos de vapor y EOR que limitan el estrés hídrico

El acuífero SASS presenta un déficit anual de 1.5 millones de m³, lo que limita la inyección de vapor, un proceso intensivo en agua, necesaria para la recuperación mejorada de petróleo pesado (EOR). El programa de desalinización de Argelia, con una inversión de 5.4 millones de dólares, suministrará el 60% del agua potable para 2030, pero desvía la energía generada con gas de las exportaciones. La recuperación mejorada de petróleo planificada por Hassi Messaoud depende del desarrollo de métodos con surfactantes que reduzcan el volumen de agua. Los operadores están optando por el levantamiento artificial con gas y la optimización digital en lugar del vapor, lo que ralentiza la recuperación de crudo. Esta limitación acelera la actividad centrada en el gas, alineando las carteras de exploración y producción con la demanda de exportación.

Análisis de segmento

Por ubicación de despliegue: El predominio en tierra firme consolida el enfoque en terrenos contaminados.

La actividad terrestre acaparó el 90.3% de la cuota de mercado de exploración y producción de petróleo y gas de Argelia en 2025, lo que refleja décadas de infraestructura en las cuencas del Sahara. La incipiente actividad en alta mar se está expandiendo a una tasa de crecimiento anual compuesta del 6.0%, a medida que Chevron evalúa yacimientos en el Mediterráneo.

Los proyectos de rehabilitación de terrenos contaminados, como la Fase III de Hassi R'Mel y Zemoul El Kbar, concentran la mayor parte del gasto a corto plazo, ya que ofrecen una recuperación de la inversión más rápida y aprovechan los oleoductos existentes. La expansión de los proyectos en alta mar depende de la confirmación sísmica, la claridad financiera y la capacidad de servicio en aguas profundas, condiciones que favorecen a las grandes compañías con carteras globales de proyectos en aguas profundas.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.

Por tipo de recurso: El gas gana terreno a medida que aumentan los compromisos de exportación.

En 2025, el petróleo crudo representaba el 59.8% del mercado de exploración y producción de petróleo y gas de Argelia; sin embargo, el gas natural está creciendo a un ritmo más rápido, con una tasa de crecimiento anual compuesta del 4.6%, para satisfacer las necesidades de importación de la UE.

Los proyectos de gas como Illizi Sud y Ahara sustentan el suministro adicional de gasoductos y GNL, mientras que las inversiones en petróleo siguen limitadas por las cuotas de la OPEP+ y las restricciones a la recuperación mejorada de petróleo (EOR) basada en agua. Los éxitos en la reducción de la quema de gas liberan volúmenes de gas asociado, lo que respalda las obligaciones de exportación de Sonatrach.

Por Well Type: Un potencial alcista poco convencional a la espera de claridad fiscal

En 2025, los pozos convencionales representaron el 88.6% del mercado de exploración y producción de petróleo y gas de Argelia, aunque se prevé que las perspectivas no convencionales aumenten a una tasa compuesta anual del 6.7% a medida que venzan los contratos de gas de esquisto.

Las elevadas necesidades de agua y los largos ciclos de evaluación alargan los plazos de los proyectos no convencionales, pero los 707 billones de pies cúbicos de gas de esquisto técnicamente recuperable ofrecen un potencial transformador para Argelia una vez que se resuelvan los problemas fiscales y hídricos.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.

Por Servicio: El auge de la exploración refleja el resurgimiento de las licencias

Los servicios de desarrollo y producción representaron el 67.0% del tamaño del mercado de exploración y producción de petróleo y gas de Argelia en 2025, mientras que los servicios de exploración se están expandiendo a una tasa de crecimiento anual compuesta del 7.2% gracias a la reactivación del calendario anual de rondas de licitación.

Los equipos sísmicos, los pozos de evaluación y los estudios de viabilidad para yacimientos marinos y de esquisto están impulsando el gasto en exploración, mientras que las mejoras digitales en los yacimientos sostienen el segmento más amplio de desarrollo y producción.

Análisis geográfico

El centro de Hassi R'Mel es el pilar de la producción nacional de gas, y una modernización de 2.3 millones de dólares mantiene un caudal de 188 millones de m³ diarios. La cuenca de Berkine cobra protagonismo gracias a las licencias de Zemoul El Kbar y Reggane II, mientras que Illizi atrae una inversión de 5.4 millones de dólares de Midad Energy.

Los costos de seguridad siguen siendo elevados en los bloques del sur; sin embargo, los acuerdos trilaterales de febrero de 2025 reactivaron el proyecto del Gasoducto Transahariano, que podría transportar 30 mil millones de m³ anuales de gas nigeriano a Hassi R'Mel. Los centros de exportación costeros de Skikda y Arzew recibieron mejoras en sus muelles y almacenamiento para salvaguardar las cargas de GNL. En general, las prioridades específicas de cada cuenca convergen en el aumento de la producción de gas y la optimización de los yacimientos existentes para cumplir con los compromisos de exportación.