Una nueva ola de desarrollos en alta mar impulsará el Golfo Pérsico.

Según el último informe de perspectivas energéticas a corto plazo de la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA), se prevé que la producción de petróleo crudo en la zona marítima federal del Golfo de México aumente ligeramente en los próximos dos años, impulsada por la puesta en marcha de más de una docena de nuevos yacimientos .

La EIA prevé que la producción de petróleo del Golfo de México promedie 1,80 millones de barriles diarios (b/d) en 2025 y 1,81 millones de b/d en 2026, en comparación con los 1,77 millones de b/d de este año. En contraste, se pronostica que la producción de gas natural disminuirá de 1.790 millones de pies cúbicos diarios (Bcf/d) en 2024 a 1.720 millones de pies cúbicos diarios (Bcf/d) en 2025 y 1.640 millones de pies cúbicos diarios (Bcf/d) en 2026.

A pesar del modesto crecimiento en la producción de petróleo, la EIA señaló que, sin nuevos proyectos, la producción del Golfo disminuiría. Se prevé que el Golfo contribuya con aproximadamente el 13 % de la producción total de petróleo crudo de EE. UU. y cerca del 1 % de la producción de gas natural comercializado en 2025 y 2026.

13 nuevos campos en el horizonte

Se prevé que los operadores pongan en marcha 13 nuevos campos de petróleo y gas entre 2025 y 2026, incluyendo tanto conexiones submarinas como nuevas unidades flotantes de producción (FPU). Ocho de los campos se conectarán a la infraestructura existente mediante extensiones submarinas, mientras que cinco producirán a través de cuatro FPU de nueva construcción.

La EIA estima que estos nuevos yacimientos aportarán 85.000 b/d de petróleo crudo en 2025 y 308.000 b/d en 2026. Se prevé que la producción de gas natural asociado de los mismos yacimientos sea de 0,09 Bcf/d en 2025 y de 0,27 Bcf/d en 2026.

Grandes proyectos ya en marcha

Tres campos comenzaron a producir a principios de este año:

• Whale: Uno de los proyectos nuevos más importantes, el campo Whale comenzó a producir en enero de 2025 a partir de una nueva unidad flotante de producción (FPU) homónima, a más de 8600 pies de profundidad. Se espera que alcance una producción máxima de 85 000 barriles diarios.
• Ballymore: Entró en funcionamiento en abril de 2025 como una conexión submarina a la instalación Blind Faith. Se prevé que produzca hasta 75.000 barriles diarios de petróleo procedentes de pozos que explotan el yacimiento emergente del Jurásico Superior/Norphlet.
• Dover: También lanzado en abril, Dover está conectado a la planta de Appomattox y se prevé que produzca alrededor de 15.000 b/d en su punto máximo.

Se prevé que varios proyectos comiencen su producción en la segunda mitad de 2025:

Shenandoah: Un desarrollo de aguas profundas y alta presión, Shenandoah comenzará a producir desde su propia FPU en junio de 2025 con una producción inicial de 120.000 b/d, que aumentará a 140.000 b/d en 2026.

León y Castilla: Estos campos se desarrollarán a través de la unidad flotante de producción (FPU) Salamanca, que ha sido modernizada y procesará hasta 60.000 barriles diarios de petróleo y 40 millones de pies cúbicos diarios de gas natural.

Entre las conexiones submarinas adicionales que se prevé que comiencen a finales de año se incluyen Katmai West, Sunspear, Argos Southwest Extension y Zephyrus Fase 1.

De cara a 2026, está previsto que entren en funcionamiento tres conexiones submarinas más:

• Silvertip Fase 3
• Garra larga
• Monumento, que se conectará con la Unidad de Protección Forestal de Shenandoah

La temporada de huracanes supone un riesgo.

La EIA advirtió que los huracanes podrían retrasar los plazos de desarrollo y producción de estos nuevos proyectos. La Universidad Estatal de Colorado predice que la temporada de huracanes del Atlántico de 2025 será superior a la media, con la formación prevista de 17 tormentas con nombre, lo que aumenta la posibilidad de interrupciones relacionadas con el clima en el Golfo de México .