Visión general del mercado
| Periodo de estudio | 2021 - 2031 |
|---|---|
| Año base para la estimación | 2025 |
| Período de datos de pronóstico | 2026 - 2031 |
| Tamaño del mercado (2026) | USD 4.71 mil millones |
| Tamaño del mercado (2031) | USD 5.22 mil millones |
| Tasa de crecimiento (2026 - 2031) | 2.06% CAGR |
| Concentración de mercado | Alto |
Principales actores *Descargo de responsabilidad: los jugadores principales están clasificados sin ningún orden en particular Imagen © Mordor Intelligence. Reutilización permitida bajo la licencia CC BY 4.0. | |
Análisis del mercado upstream de petróleo y gas de Angola por Mordor Intelligence
Se prevé que el tamaño del mercado de exploración y producción de petróleo y gas de Angola se expanda de 4.64 millones de dólares en 2025 y 4.71 millones de dólares en 2026 a 5.22 millones de dólares en 2031, registrando una tasa de crecimiento anual compuesta (CAGR) del 2.06% entre 2026 y 2031.
El aumento de la inversión en proyectos de aguas ultraprofundas, un régimen fiscal más flexible y la independencia del país de las cuotas de la OPEP se combinan para estabilizar la producción a pesar de una disminución anual del 6-8% en los yacimientos maduros. Las decisiones finales de inversión (FID) en aguas profundas y ultraprofundas se cierran ahora en menos de 30 meses, lo que acorta los ciclos de flujo de caja tanto para las grandes compañías como para las independientes. La monetización del gas natural se acelera a medida que el Complejo de Gas del Norte suministra materia prima a la planta de GNL de Angola, que se encuentra subutilizada, mientras que los proyectos piloto de petróleo de esquisto en tierra en la cuenca de Kwanza amplían la base de recursos. La depreciación del kwanza y el elevado servicio de la deuda soberana siguen inflando los costos de los servicios denominados en dólares, pero las reducciones de impuestos en los yacimientos marginales compensan ahora parte de esa carga.
Conclusiones clave del informe
- En cuanto a la ubicación de las operaciones, las actividades en alta mar representaron el 97.2% de la cuota de mercado de exploración y producción de petróleo y gas en Angola en 2025, mientras que se espera que la exploración en tierra firme avance a una tasa de crecimiento anual compuesta del 2.9% hasta 2031.
- Por tipo de recurso, el petróleo crudo generó el 90.3% de los ingresos de 2025, pero el gas natural es el recurso de más rápido crecimiento y se prevé que se expanda a una tasa de crecimiento anual compuesta del 6.6% hasta 2031.
- Por tipo de pozo, los pozos convencionales representaron el 99.1% de la actividad en 2025; se prevé que los pozos no convencionales aumenten a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 11.7%, elevando su contribución al 3-5% del total de pozos para 2031.
- Por tipo de servicio, los servicios de desarrollo y producción captaron el 85.6% de los ingresos en 2025, mientras que se prevé que los servicios de exploración crezcan a una tasa de crecimiento anual compuesta del 5.4% hasta 2031.
Nota: El tamaño del mercado y las cifras de pronóstico en este informe se generan utilizando el marco de estimación patentado de Mordor Intelligence, actualizado con los últimos datos y conocimientos disponibles a enero de 2026.
Tendencias y perspectivas del mercado upstream de petróleo y gas de Angola
Análisis del impacto de los impulsores
| Destornillador | (~) % Impacto en el pronóstico de CAGR | Relevancia geográfica | Cronología del impacto |
|---|---|---|---|
| El impulso de las rondas de licencias atrae a las grandes empresas | 0.4% | Nacional, con concentración en las cuencas marinas de Kwanza y Benguela, y en las cuencas terrestres de Kwanza, Namibe y Kassanje. | Mediano plazo (2-4 años) |
| Las FID de aguas profundas y ultraprofundas (por ejemplo, Kaminho, Agogo) están acelerando la producción a corto plazo. | 0.6% | Nacional, centrado en los bloques 15/06, 17, 20/11, 48 y las concesiones de aguas profundas de la cuenca baja del Congo. | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Reformas fiscales y regulatorias (creación de la ANPG, recortes de impuestos en campos marginales) | 0.3% | Nacional, con la mayor adopción en bloques maduros (0, 14, 15, 17) y concesiones de campos marginales. | Mediano plazo (2-4 años) |
| La salida de la OPEP otorga flexibilidad en las cuotas de producción. | 0.2% | Nacional, lo que permite una optimización sin restricciones de las exportaciones en todos los bloques de producción. | Corto plazo (≤ 2 años) |
| La explotación de gas no asociado (Complejo de Gas del Norte, Sanha LGC) monetiza las reservas varadas. | 0.4% | Nacional, concentrada en los campos del Bloque 15/06 (Quiluma, Maboqueiro) y Sanha, con impacto posterior en Angola LNG Soyo. | Mediano plazo (2-4 años) |
| Fuente: Inteligencia de Mordor | |||
Comprenda las tendencias clave que dan forma a este mercado
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El impulso de las rondas de licencias atrae a las grandes empresas
La licitación limitada de ANPG para 2025, que abarca diez bloques marinos, y una plataforma de oferta permanente durante todo el año, tienen como objetivo adjudicar 50 bloques para 2026, canalizando entre 60 y 70 millones de dólares en gastos de exploración y producción antes de 2030.[ 1 ]Redacción de Reuters, “Angola planea rondas de licencias plurianuales para atraer a las grandes compañías petroleras”, reuters.com El regreso de Shell a través del Bloque 33/24 y la entrada paralela de Chevron validan las condiciones fiscales mejoradas y el calendario de licencias condensado. La estructura de oferta continua ha reemplazado los ciclos plurianuales, permitiendo a los operadores presentar ofertas no solicitadas y cerrar acuerdos rápidamente. El pozo exploratorio Arturus-1 de ExxonMobil en la cuenca de Namibe ilustra el interés inicial en los yacimientos presalinos que podrían generar centros multimillonarios si resultan comercialmente viables. El memorando de entendimiento de ReconAfrica sobre 5.2 millones de acres en la cuenca Etosha-Okavango impulsa la exploración de frontera hacia el interior, mientras que la adquisición del Bloque 3/05 por parte de Afentra demuestra que las compañías independientes más pequeñas pueden aprovechar balances más ajustados bajo las nuevas condiciones.
Las decisiones de intención de vuelo en aguas profundas y ultraprofundas aceleran la producción a corto plazo.
TotalEnergies aprobó el proyecto Kaminho, valorado en 6.000 millones de dólares, en 2024, con el objetivo de extraer 70.000 barriles diarios de aguas a 1,700 metros de profundidad, y se prevé que la primera producción de petróleo comience en 2028.[ 2 ]Agência Nacional de Petróleo Gás e Biocombustíveis, “Decreto de Producción Incremental”, anpg.ao Saipem, Subsea 7 y Yinson finalizaron contratos EPCI y FPSO vinculados por más de 10 mil millones de dólares, cada uno con plataformas totalmente eléctricas que eliminan por completo la quema rutinaria de gas. Azule Energy adelantó el cronograma en cuatro meses cuando Agogo comenzó a producir 120 000 barriles por día en julio de 2025, y Ndungu añadió 60 000 barriles por día en 2026, lo que confirma que el arrendamiento de FPSO modulares puede reducir los períodos de recuperación de la inversión en aproximadamente un año. En conjunto, los proyectos inyectan aproximadamente 250 000 barriles por día de nueva capacidad bruta para 2028, compensando el declive de los sistemas heredados y estabilizando la producción nacional en torno a 1.1 millones de barriles por día.
Las reformas fiscales y regulatorias reducen los impuestos sobre los sectores marginales.
El Decreto de Producción Incremental de noviembre de 2024 redujo a la mitad el impuesto sobre la renta del petróleo bajo los acuerdos de participación en la producción al 25% y elevó los topes de recuperación de costos al 70%. La reconexión de South N'dola de Chevron y el plan de relleno de la Fase 3 de CLOV de TotalEnergies superan los obstáculos de la tasa interna de retorno principalmente gracias a este alivio. La amortización más rápida del gasto de capital submarino también mejora el valor actual neto para proyectos de aguas ultraprofundas de alto costo como Kaminho. La separación del regulador del brazo comercial de Sonangol ha acortado el tiempo de aprobación de contratos de 18 meses en 2020 a nueve meses en 2025, lo que reduce los costos de mantenimiento previos a la decisión final de inversión para los operadores.
La salida de la OPEP ofrece flexibilidad en las cuotas de producción
La retirada de Angola de la OPEP en enero de 2024 eliminó el límite de 1.11 millones de barriles diarios, lo que permitió que las exportaciones alcanzaran los 1.23 millones de barriles diarios en agosto de 2024 durante los periodos de precios elevados. Si bien persiste el declive geológico, la programación flexible permite que fluyan barriles adicionales de Agogo y Kaminho sin recortes compensatorios. Esta política beneficia especialmente a los regímenes fiscales con una producción diferida, ya que el backwardation del Brent favorece la producción temprana; con un volumen adicional de 50 000 barriles diarios, el Tesoro obtiene unos ingresos anuales adicionales estimados de entre 200 y 400 millones de dólares.
Análisis del impacto de las restricciones
| Restricción | (~) % Impacto en el pronóstico de CAGR | Relevancia geográfica | Cronología del impacto |
|---|---|---|---|
| Declive rápido de los yacimientos maduros de aguas profundas | -0.8% | Nacional, concentrada en los bloques 0, 14, 15, 17, 32 (campos de Cabinda, Kizomba, Dalia, Pazflor, Kaombo) | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Altos costos de capital / punto de equilibrio para proyectos ultraprofundos bajo volatilidad de precios. | -0.5% | De ámbito nacional, afecta a bloques de aguas ultraprofundas a más de 1,500 m de profundidad en las cuencas de Kwanza y Bajo Congo. | Mediano plazo (2-4 años) |
| Presiones persistentes sobre los tipos de cambio, el servicio de la deuda y el riesgo soberano | -0.4% | Nacional, con impacto macroeconómico en todas las decisiones de inversión en la fase inicial y en los contratos de servicios denominados en dólares. | Largo plazo (≥ 4 años) |
| Datos limitados de alta resolución del subsuelo para bloques fronterizos terrestres y presalinos | -0.2% | Nacional, que afecta principalmente a las cuencas terrestres de Kwanza, Namibe, Benguela, Kassanje y Etosha-Okavango. | Largo plazo (≥ 4 años) |
| Fuente: Inteligencia de Mordor | |||
Disminución rápida de los yacimientos maduros de aguas profundas
El declive natural se sitúa entre el 10% y el 15% en bruto en los yacimientos más antiguos de Angola, reduciéndose al 6-8% una vez que los operadores añaden la inyección de agua y el levantamiento artificial por gas.[ 3 ]Fondo Monetario Internacional, “Perspectivas económicas de Angola 2025-2026”, imf.org Los yacimientos de Kizomba de ExxonMobil están agotados en un 85%, y Kaombo de TotalEnergies ya ha alcanzado un 60% de madurez, lo que obliga a mantener estancadas las perforaciones de relleno más intensas. Las extensiones de licencia hasta 2045 otorgan tiempo, pero mantener la producción del Bloque 17 por encima de los 250 000 barriles diarios aún requiere una inversión de entre 2 000 y 3 000 millones de dólares en recuperación mejorada de petróleo. El financiamiento obligatorio mediante fideicomiso para el desmantelamiento futuro, introducido por el Decreto Presidencial 91/18, también eleva el costo de mantenimiento de las FPSO obsoletas.
Altos costos de capital y punto de equilibrio para proyectos ultraprofundos bajo volatilidad de precios.
Los proyectos de aguas ultraprofundas necesitan que el precio del Brent se sitúe entre 60 y 70 USD para obtener una rentabilidad del 15 %, dado que la intensidad de capital por barril supera los 80 000 USD en los niveles de Kaminho. Los rendimientos soberanos superiores al 15 % en 2025 encarecen el financiamiento local, y una caída del 11 % en el kwanza en 2024 incrementó los costos de los equipos importados. Las previsiones de precios del petróleo para 2026 se sitúan en tan solo 62.2 USD, por debajo del umbral necesario para activar las decisiones finales de inversión (FID) en la próxima oleada de bloques 29, 31 y 46, lo que hace que el momento de la decisión sea extremadamente sensible al precio.
Análisis de segmento
Por ubicación de despliegue: El dominio en aguas profundas consolida la cuota de mercado en alta mar.
La actividad en alta mar acaparó el 97.2% de los ingresos de 2025 en el mercado de exploración y producción de petróleo y gas de Angola, mientras que la actividad en tierra firme marca el ritmo de crecimiento a una tasa compuesta anual del 2.9% hasta 2031. Los yacimientos de aguas profundas en las cuencas de Kwanza y Bajo Congo, situados entre 400 y 2200 metros bajo el nivel del mar, mantienen este dominio. El FPSO Agogo de Azule Energy y el Kaminho de TotalEnergies contribuirán conjuntamente con unos 190 000 barriles diarios para 2028, y la infraestructura existente de 15 FPSO con una capacidad de 1.5 millones de barriles diarios consolida aún más la rentabilidad de la actividad en alta mar.
Los proyectos piloto terrestres en Namibe y Kwanza se benefician ahora del menor coste de entrada a los pozos de petróleo de esquisto, cuyo precio oscila entre los 15 y los 25 millones de dólares. El proyecto Arturus-1 de ExxonMobil y la campaña sísmica de ReconAfrica indican el potencial para elevar la participación de la exploración y producción terrestre al 5-7% del tamaño del mercado de petróleo y gas de Angola para 2031. Las deficiencias en la infraestructura, como la ausencia de un oleoducto entre Kassanje y Lobito, siguen planteando obstáculos logísticos que podrían frenar el aumento de la actividad a corto plazo.
Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.
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Por tipo de recurso: madurez del petróleo crudo frente a monetización del gas.
El petróleo crudo suministró el 90.3% del valor de 2025, pero el gas está creciendo más rápido, con una tasa de crecimiento anual compuesta del 6.6%.[ 4 ]Azule Energy, “Primer logro petrolero de la plataforma flotante de producción, almacenamiento y descarga de petróleo Agogo”, azule-energy.com El Complejo de Gas del Norte ahora canaliza 400 millones de pies cúbicos estándar por día hacia Angola LNG, lo que eleva la utilización de la planta hacia el 75%. Estos flujos podrían aumentar el gas hasta representar entre el 12% y el 15% del tamaño del mercado de exploración y producción de petróleo y gas de Angola para 2031.
Los yacimientos petrolíferos tradicionales siguen siendo clave, pero los nuevos barriles procedentes de Kaminho, Agogo y Ndungu compensarán aproximadamente 200 000 barriles diarios de descenso, manteniendo así una producción neta de líquidos ligeramente positiva. La prohibición de quemar gas, integrada en las plataformas flotantes de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) totalmente eléctricas, también canaliza más gas asociado hacia flujos comerciales, diversificando los ingresos en medio de las presiones de descarbonización.
Por tipo de pozo: Base convencional y emergencia no convencional
Los pozos convencionales controlaron el 99.1 % de la actividad de 2025, lo que refleja la presencia de areniscas de aguas profundas de alta permeabilidad que fluyen sin necesidad de estimulación. Los programas de relleno en el Bloque 15 y la Fase 3 de CLOV ilustran la inversión continua para mantener tasas superiores a 150 000 barriles por día.
Se prevé que los pozos no convencionales, principalmente los pozos horizontales de petróleo de lutitas en tierra firme de Kwanza, crezcan a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 11.7 %, elevando su participación hasta un 5 % para 2031. Los menores costos por pozo y los retornos de inversión más rápidos atraen a las empresas independientes, y los proyectos piloto exitosos podrían aumentar la representación de los yacimientos no convencionales dentro de la cuota de mercado de exploración y producción de petróleo y gas de Angola, más allá de su posición de nicho actual.
Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.
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Por servicio: Escala de desarrollo versus impulso de exploración
Los servicios de desarrollo y producción generaron el 85.6 % de los ingresos de 2025, lo que incluye programas de FPSO multimillonarios como Kaminho y Agogo. El contrato EPCI de 3.7 millones de dólares otorgado a Saipem para Kaminho pone de manifiesto la magnitud de la construcción en curso.
Los servicios de exploración, con un crecimiento anual compuesto del 5.4 %, se ven impulsados por ciclos de licenciamiento más cortos y la sísmica terrestre en zonas fronterizas. El reprocesamiento de 2589 kilómetros de datos históricos en Kwanza por parte de TGS ilustra las oportunidades para reducir el riesgo de pozos improductivos y generar cargas de trabajo sostenidas para las empresas contratistas de sísmica y perforación.
Análisis geográfico
Las cuencas de Kwanza y Bajo Congo abastecen conjuntamente más del 95 % de los hidrocarburos líquidos que consume Angola. Los bloques 20/11 y 15/06 de aguas ultraprofundas de Kwanza albergan Kaminho y Agogo, respectivamente, lo que respalda las previsiones de crecimiento nacional. Los bloques 0 y 14, menos profundos, del Bajo Congo, siguen aportando volúmenes base a pesar de su avanzada edad.
Las provincias de Cabinda y Zaire representan en conjunto aproximadamente el 70 % del volumen de carga nacional, lo que indica un riesgo de concentración en caso de interrupciones en la infraestructura. Los proyectos provinciales para ampliar el puerto de Lobito buscan optimizar la logística para las nuevas empresas terrestres. El centro logístico de Soyo, en Zaire, presta servicio actualmente a 12 plataformas flotantes de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) y a la planta de GNL, consolidando así su posición como centro de mando marítimo de Angola.
Las zonas terrestres fronterizas, Namibe, Benguela, Kassanje y la extensión Etosha-Okavango, ofrecen una diversificación prometedora. El proyecto exploratorio Namibe de ExxonMobil y las áreas de ReconAfrica demuestran la viabilidad del concepto geológico, aunque la falta de oleoductos de evacuación implica que la producción inicial dependerá del transporte por carretera o ferrocarril hasta que mayores volúmenes justifiquen la construcción de infraestructuras intermedias.
Panorama competitivo
Aproximadamente el 75% de la capacidad de exploración y producción de Angola está en manos de los cinco principales operadores: TotalEnergies, Azule Energy, ExxonMobil, Chevron y Eni. Sin embargo, las nuevas empresas independientes están abriéndose camino en bloques marginales y terrestres. Las grandes petroleras están extendiendo la vida útil de sus activos mediante la modernización de las plataformas flotantes de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) y la adopción de sistemas de bombeo submarino, mientras que la entrega anticipada de proyectos por parte de Azule pone de manifiesto la solidez de su gestión integrada.
El diseño de FPSO totalmente eléctrico de Yinson para Agogo reduce los gastos operativos hasta en un 20 %, estableciendo un nuevo referente de costes para los fletamentos. Los proyectos piloto de procesamiento submarino de Schlumberger en el Bloque 17 buscan extender el rendimiento máximo entre tres y cinco años más. Las alianzas entre empresas de servicios, como el paquete Forsys Subsea de Subsea 7-TechnipFMC, están ganando terreno entre las empresas independientes que prefieren soluciones llave en mano.
Las normas obligatorias de depósito en garantía para el desmantelamiento favorecen a los operadores con balances sólidos, pero las reducciones de impuestos sobre los barriles marginales han mejorado la rentabilidad de la transferencia de activos, lo que permite a empresas como Afentra y BW Energy extraer valor residual de clústeres considerados no estratégicos por las grandes compañías.
Líderes de la industria upstream de petróleo y gas de Angola
ExxonMobil Corporation
Energías Totales SE
Eni SpA
BP PLC
Chevron Corporation
- *Descargo de responsabilidad: los jugadores principales están clasificados sin ningún orden en particular
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Desarrollos recientes de la industria
- Febrero de 2026: Azule Energy confirmó el descubrimiento de Algaita-01 en el Bloque 15/06, lo que añade alrededor de 500 millones de barriles in situ dentro del alcance de conexión de la plataforma flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) de Olombendo.
- Febrero de 2026: Ndungu comenzó a producir 60 000 barriles por día, completando así la puesta en marcha del centro integrado occidental de Agogo.
- Noviembre de 2025: El Complejo de Gas del Norte fue inaugurado oficialmente seis meses antes de lo previsto.
- Septiembre de 2025: Shell y Chevron firmaron acuerdos de exploración para el Bloque 33/24, lo que marcó el regreso de Shell a Angola.
Alcance del informe del mercado upstream de petróleo y gas de Angola
El mercado de exploración y producción de petróleo y gas abarca el segmento de exploración y producción (E&P) de la industria petrolera. Esto incluye actividades como la localización, perforación y extracción de petróleo crudo y gas natural de yacimientos subterráneos o submarinos.
El mercado de exploración y producción de petróleo y gas en Angola se segmenta por ubicación de operación, tipo de recurso, tipo de pozo y servicio. Por ubicación de operación, el mercado se divide en terrestre y marino. Por tipo de recurso, se divide en petróleo crudo y gas natural. Por tipo de pozo, se segmenta en convencional y no convencional. Por servicio, se divide en exploración, desarrollo, producción y desmantelamiento. El tamaño del mercado y las previsiones se presentan en términos de valor (miles de millones de dólares estadounidenses).
Por ubicación de implementación
| onshore |
| Costa afuera |
Por tipo de recurso
| Petróleo crudo |
| Gas Natural |
Por tipo de pozo
| Convencional |
| Poco convencional |
Por servicio
| Exploración |
| Desarrollo y Producción |
| Desmantelamiento |
| Por ubicación de implementación | onshore |
| Costa afuera | |
| Por tipo de recurso | Petróleo crudo |
| Gas Natural | |
| Por tipo de pozo | Convencional |
| Poco convencional | |
| Por servicio | Exploración |
| Desarrollo y Producción | |
| Desmantelamiento |
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Preguntas clave respondidas en el informe
¿Cuál será el valor del sector de exploración y producción de Angola en 2026?
El mercado de exploración y producción de petróleo y gas de Angola está valorado en 4.71 millones de dólares en 2026.
¿A qué ritmo crecerán los ingresos nacionales procedentes de la exploración y producción de hidrocarburos hasta 2031?
Se prevé que los ingresos alcancen los 5.22 millones de dólares en 2031, lo que refleja una tasa de crecimiento anual compuesta del 2.06% durante el período 2026-2031.
¿Qué recurso muestra el mayor crecimiento?
El gas natural lidera con una tasa de crecimiento anual compuesta del 6.6%, ya que el Complejo de Gas del Norte abastece a Angola LNG.
¿Por qué los bloques terrestres están atrayendo tanta atención ahora?
Los menores costes de perforación y las condiciones fiscales favorables hacen que los yacimientos de petróleo de esquisto en la cuenca de Kwanza resulten atractivos para las empresas independientes.
¿Cómo afectó la salida de la OPEP a la producción?
Esta medida eliminó los límites de cuota, lo que permitió que las exportaciones aumentaran a 1.23 millones de barriles diarios en 2024 durante los periodos de precios favorables.
¿Qué proyecto próximo añadirá la mayor cantidad de petróleo nuevo?
El proyecto Kaminho de TotalEnergies tiene como objetivo alcanzar una producción de 70,000 barriles diarios a partir de 2028 y constituye un pilar fundamental del crecimiento en aguas ultraprofundas.
