Cuenca Pérmica de EE.UU.: producción récord pese a la caída de equipos de perforación
La Pérmica supera los 6,4 millones de bpd con menos de 305 equipos activos, gracias a pads más largos y digitalización. Una lección para la exploración offshore uruguaya.
La Cuenca Pérmica, ubicada entre Texas y Nuevo México, alcanzó un nuevo récord de producción al promediar 6,42 millones de barriles diarios en el último corte mensual de la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA). Lo llamativo es que ese pico se logró con apenas 305 equipos de perforación activos, frente a los 357 de un año atrás, una caída del 14 % en el conteo de rigs.
El fenómeno se explica por una combinación de pozos horizontales más largos —que ya superan los 4.500 metros de extensión lateral promedio—, mayor número de etapas de fractura por pozo y la adopción intensiva de inteligencia artificial para optimizar el espaciamiento entre fracturas. Empresas como ExxonMobil (tras la compra de Pioneer Natural Resources por USD 64.500 millones), Chevron, Diamondback Energy y ConocoPhillips lideran la curva de productividad.
Para el mercado global, esta resiliencia del shale estadounidense actúa como contrapeso a los recortes de la OPEP+. Bank of America estima que la Pérmica aportará unos 350.000 bpd adicionales en 2026, manteniendo a Estados Unidos como mayor productor mundial con 13,8 millones de bpd. Esto modera las expectativas alcistas del Brent y abarata, en términos relativos, los crudos livianos disponibles para refinerías como la de ANCAP en La Teja.
El caso pérmico ofrece lecciones interesantes para Uruguay. Si bien el país no cuenta con recursos no convencionales comprobados onshore, el salto tecnológico en perforación direccional y modelos de yacimiento alimentados por datos resulta directamente aplicable a la campaña exploratoria offshore que llevarán adelante Shell, YPF, APA Corporation y Challenger Energy en los próximos 24 meses.
El Ministerio de Industria, Energía y Minería, junto con la Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland (ANCAP), ha mostrado interés en convenios con el Bureau of Economic Geology de la Universidad de Texas para capacitar técnicos uruguayos en interpretación sísmica 4D y machine learning aplicado a la geomecánica. Un acuerdo similar al firmado por Guyana podría acelerar la curva de aprendizaje nacional.
En términos de precios al consumidor uruguayo, la abundancia pérmica contribuye a contener las paridades de importación de nafta súper y gasoil 50S. Cada caída de USD 3 por barril del WTI se traduce, según modelos del Observatorio de Energía de la Universidad de la República, en aproximadamente 1,2 pesos uruguayos menos por litro en surtidor, antes de impuestos.
No obstante, especialistas advierten que la productividad pérmica podría desacelerarse hacia 2027 por el agotamiento de los mejores Tier 1, lo que reabriría espacio a productores convencionales como los sudamericanos. Para Uruguay, ese horizonte coincide con la posible declaración de comercialidad de un eventual hallazgo offshore, abriendo una ventana estratégica única.