El Pérmico produce más con casi el mismo número de pozos
La Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) publicó el 19 de agosto que la longitud lateral promedio de un nuevo pozo horizontal en el Pérmico pasó de 6,149 pies en 2015 a 10,867 pies en 2025, un aumento de 77%. Además, los llamados superlaterales, con más de 15,000 pies —unos 4.6 kilómetros—, ya representaron 15% de las terminaciones de pozos nuevos en 2025. Diez años antes eran prácticamente inexistentes.
El cambio importa porque permite contactar una mayor porción de la roca productiva desde un mismo pozo. La EIA señala que, desde 2022, las terminaciones de pozos horizontales nuevos se han mantenido alrededor de 6,000 por año, pero la producción total de hidrocarburos del Pérmico aumentó de 2.9 millones de barriles de petróleo equivalente diarios en 2015 a 11.2 millones en 2025, un avance de 284% en una década.
Hay un matiz clave: esos 11.2 millones de barriles equivalentes incluyen petróleo y gas, así que no deben compararse de forma directa con una cifra de crudo. Para petróleo solamente, la EIA situó al Pérmico en 6.6 millones de barriles diarios en 2025. La mejora tampoco depende únicamente de la longitud: influyen el diseño de fractura, el espaciamiento entre pozos, la geología y la ejecución operativa.
El contraste con Pemex existe, pero no es una comparación uno a uno
El Pérmico es una región no convencional donde la perforación horizontal y la fractura hidráulica son piezas centrales del modelo. Pemex trabaja con una cartera distinta, con una presencia relevante de activos marinos y campos maduros, además de proyectos terrestres y nuevos desarrollos. Por eso, trasladar la lógica de un superlateral de Texas a México como si fuera una receta general sería técnicamente engañoso.
En el segundo trimestre de 2026, Pemex reportó una producción de hidrocarburos líquidos de 1.658 millones de barriles diarios. Su Base de Datos Institucional muestra que en junio el total de líquidos fue de 1.666 millones diarios: 1.371 millones correspondieron a crudo y cerca de 295,000 a condensados. Separar ambas cifras importa porque el total de líquidos puede mejorar aunque el crudo avance menos.
La estrategia mexicana parte de ese reto. El Plan Estratégico 2025-2035 de Pemex mantiene una referencia de alrededor de 1.8 millones de barriles diarios de hidrocarburos líquidos y contempla reactivar campos maduros, desarrollar nuevos proyectos y complementar capacidades. La comparación útil con el Pérmico, por tanto, no es “quién perfora el pozo más largo”, sino quién consigue elevar productividad con la tecnología adecuada para su geología, infraestructura y costos.
Más productividad en Estados Unidos cambia la lectura del mercado petrolero
Para quienes siguen petróleo desde México, la señal del Pérmico es relevante porque una mayor productividad puede hacer más resistente la oferta estadounidense incluso con una actividad de perforación relativamente estable. En su Short-Term Energy Outlook de agosto, la EIA proyectó que la producción de crudo de Estados Unidos promediará 13.8 millones de barriles diarios en 2026, frente a 13.6 millones en 2025.
Eso no significa que pozos más largos vayan a empujar automáticamente el WTI o el Brent a la baja. El precio sigue dependiendo de inventarios, demanda global, geopolítica y decisiones de oferta. La propia EIA prevé un Brent cercano a 85 dólares por barril en el tercer trimestre de 2026 por las restricciones de suministro y tránsito en Medio Oriente, pese al elevado nivel de producción estadounidense. Este no es, además, un dato de Fed o Banxico: su canal principal es la oferta, aunque dólar y tasas siguen influyendo en la demanda, el costo financiero y el apetito por riesgo.
Para México, el efecto también es mixto. Un movimiento sostenido del crudo puede influir en ingresos petroleros y costos energéticos, y eventualmente en la lectura de inflación, pero no determina por sí solo al peso mexicano ni al USD/MXN. Para el trader, conviene separar el dato estructural de productividad del catalizador de corto plazo.
Quien siga WTI o Brent mediante una plataforma también debe distinguir el subyacente del instrumento: un futuro no es lo mismo que un CFD, y el apalancamiento puede amplificar pérdidas. Para profundizar en esa diferencia puede consultarse la guía de mejores brokers para materias primas y la comparativa de brokers para operar futuros.
Qué debe vigilar ahora el mercado
La siguiente prueba será comprobar si la mejora de productividad del Pérmico sigue permitiendo sostener producción con un número de terminaciones relativamente estable. El próximo Short-Term Energy Outlook de la EIA está programado para el 9 de septiembre de 2026 y actualizará las previsiones de producción, precios e inventarios de Estados Unidos.
En México, el punto no es si Pemex adopta “pozos más largos” como solución general, sino si logra elevar la productividad de sus activos, contener la declinación de campos maduros y sumar nueva producción. También conviene seguir por separado crudo y condensados, porque mezclar ambos indicadores puede ocultar dónde está realmente la mejora.
La lectura para los traders mexicanos es sencilla: la tecnología del Pérmico puede reforzar la oferta estadounidense, pero no elimina la geología ni el ciclo del petróleo. Inventarios, demanda, OPEP+, geopolítica, dólar y evolución de la producción mexicana seguirán siendo las piezas que confirmen si esta ventaja de productividad termina pesando de verdad sobre los precios.
