Permian rompe récords de productividad pese a la caída en la cantidad de equipos de perforación

La cuenca del Permian, ubicada entre Texas y Nuevo México, volvió a sorprender al mercado con un récord histórico de producción de petróleo que superó los 6,5 millones de barriles diarios en mayo, según los últimos datos de la Energy Information Administration. El dato resulta llamativo porque el conteo de equipos de perforación cayó cerca de un 15% interanual, de acuerdo con el reporte semanal de Baker Hughes.

La paradoja se explica por una mejora sostenida en la productividad por pozo. Las nuevas terminaciones incorporan laterales que ya promedian los 3.000 metros, fracturas multietapa con mayor intensidad de arena y una optimización digital de las curvas de declino. Empresas como ExxonMobil, tras la compra de Pioneer Natural Resources por USD 60.000 millones, y Chevron, con su adquisición de Hess en proceso, están concentrando capital en bloques con tier-1 acreage para maximizar la eficiencia.

Diamondback Energy, Occidental Petroleum y ConocoPhillips también reportaron en sus balances trimestrales costos por barril por debajo de los USD 40, lo que les permite operar con holgura incluso si el WTI corrige hacia los USD 65. La consolidación del sector, con más de USD 250.000 millones en fusiones desde 2023, redujo la cantidad de operadores pero amplificó la productividad agregada.

Para el mercado global, la persistencia del crecimiento estadounidense complica los cálculos de la OPEP+. Con un Permian que apunta a sumar otros 300.000 bpd en 2026, el equilibrio entre oferta y demanda dependerá cada vez más del comportamiento de la demanda asiática y de las decisiones de Riad. Para la Argentina, el caso es además un espejo: Vaca Muerta, segunda formación shale del mundo, busca replicar curvas de aprendizaje similares en pozos cada vez más extensos.

El desafío logístico, sin embargo, no es menor. El midstream del Permian opera cerca de su capacidad máxima, especialmente en los corredores hacia Corpus Christi y Houston. Proyectos como el Blackcomb Pipeline de Targa Resources y la expansión del Matterhorn Express se vuelven críticos para evitar cuellos de botella que castiguen el diferencial WTI Midland. Sin esa infraestructura, el récord productivo podría traducirse en castigos de precio para los operadores en boca de pozo.

El factor político también pesa. La administración Trump prometió desregular permisos federales y reabrir áreas en el Golfo de México, lo que podría acelerar todavía más la oferta estadounidense en 2026 y 2027. Para los analistas de Wood Mackenzie, el Permian seguirá siendo el principal vector de crecimiento no OPEP del mundo al menos hasta 2028, cuando comience a observarse una desaceleración estructural por agotamiento de los mejores sweet spots y por el ingreso pleno de Guyana y Brasil al podio exportador global.