Permian de EE. UU.: productividad récord pese a la caída en el número de equipos
La cuenca Permian rompe récords de producción con menos equipos activos gracias a la eficiencia tecnológica, redefiniendo el balance del mercado mundial y la factura energética de Costa Rica.
La cuenca Permian, repartida entre Texas y Nuevo México, alcanzó un nuevo récord histórico de producción al superar los 6,5 millones de barriles diarios de crudo, según cifras de la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA). Lo notable es que este hito ocurre con un conteo de equipos de perforación que ha caído un 18 por ciento interanual, ubicándose en torno a 295 plataformas activas, según el reporte semanal de Baker Hughes.
La paradoja se explica por las ganancias de eficiencia. Cada equipo perfora pozos más largos, con laterales que superan los 4.500 metros, y completa fracturas hidráulicas con etapas más cortas y mayor número de clústeres. Empresas como Pioneer Natural Resources, ahora integrada a ExxonMobil tras la fusión de 64.500 millones de dólares, junto con Diamondback Energy y Occidental Petroleum, lideran la curva de aprendizaje.
Para Costa Rica, este fenómeno tiene un efecto estabilizador. La oferta abundante del shale estadounidense ha contribuido a contener los precios pese a los recortes de la OPEP+. RECOPE compra buena parte de su gasolina terminada en mercados del Golfo de México, donde los precios FOB se mueven al ritmo del West Texas Intermediate (WTI). Un WTI alrededor de los 75 dólares por barril facilita ajustes moderados en los precios internos fijados por la ARESEP.
El crecimiento del Permian también afecta la balanza energética regional. México, principal vecino exportador hacia Centroamérica, ha visto cómo el crudo estadounidense desplaza parcialmente sus volúmenes en Asia y Europa, mientras Pemex prioriza el abastecimiento doméstico. Esto ha modificado los flujos de productos refinados hacia Costa Rica, que ahora dependen más de cargamentos provenientes de Houston y Corpus Christi.
El sector privado costarricense observa con atención. Cámaras como la de Industrias y la de Transportistas advierten que la productividad del shale es la principal razón por la que el diésel se ha mantenido por debajo de los 700 colones por litro durante varios trimestres. Sin embargo, también recuerdan que la dependencia estructural persiste: cualquier disrupción geopolítica puede revertir las ganancias rápidamente.
En paralelo, la transición energética nacional sigue su curso. La generación geotérmica del ICE en Guanacaste aporta cerca del 14 por ciento de la electricidad del país y se proyecta su ampliación con el campo Borinquen, con una inversión estimada en 540 millones de dólares. Esta infraestructura permitiría seguir alimentando una creciente flota eléctrica y reducir la dependencia de combustibles fósiles importados.
El mensaje del Permian es claro: la era del shale no ha terminado, sino que ha entrado en una fase de madurez tecnológica. Para un país pequeño y abierto como Costa Rica, comprender estas dinámicas resulta esencial para anticipar el costo de su próxima factura de combustible y planificar con sensatez la transición hacia una matriz menos vulnerable a los vaivenes del mercado petrolero global.
