La Administración de Información de Energía de los Estados Unidos (EIA, por sus siglas en inglés) pronosticó en su más reciente informe Short-Term Energy Outlook (STEO) correspondiente a septiembre de 2026 que la producción nacional de petróleo crudo promediará 13,8 millones de barriles por día (b/d) durante el presente ejercicio.
De cumplirse esta proyección, el país superará la marca récord histórica previa de 13,7 millones de b/d establecida en 2025, impulsado por el dinamismo de la cuenca no convencional Permian y la expansión de la infraestructura de extracción en aguas profundas.
Durante el primer semestre de 2026 (1H26), la extracción estadounidense alcanzó un promedio de 13,7 millones de b/d, registrando un incremento del 2% (300.000 b/d adicionales) en comparación con el mismo período del año anterior. La expansión operativa se concentra principalmente en la cuenca Permian, ubicada entre los estados de Texas y Nuevo México, y en las plataformas marinas del Golfo de América bajo jurisdicción federal.
El motor fundamental de este incremento en tierra firme obedece al comportamiento de las cotizaciones del West Texas Intermediate (WTI), el cual promedió $84 por barril hasta agosto de 2026, ubicándose considerablemente por encima de los costos de equilibrio (breakeven).
Según encuestas de la Reserva Federal de Dallas, los costos mínimos operacionales en el Permian promedian US$ 69/b en la cuenca de Midland y US$ 63/b en la cuenca de Delaware, lo que otorga un margen de rentabilidad holgado para sostener las campañas de perforación dirigidas a petróleo.
Paralelamente, la producción marina en el Golfo de América registró un salto interanual del 10% (200.000 b/d) en el primer semestre de 2026, sostenida por el acople de cuatro instalaciones de producción flotante y conexiones submarinas desplegadas durante el último año.
Desglose por cuencas
Las estimaciones técnicas de la agencia gubernamental detallan la contribución relativa de las principales zonas de extracción del país para el cierre del año:
- Cuenca Pérmica (Texas y Nuevo México): Se proyecta una producción promedio de 6,8 millones de b/d en 2026, lo que representa un crecimiento del 3% frente a los niveles de 2025. Los sólidos precios del WTI mantienen activa la adición de pozos horizontales en las formaciones Midland y Delaware.
- Golfo de América (Offshore): Se anticipa un crecimiento anual del 3% (100.000 b/d). El incremento semestral estuvo apuntalado por la entrada en operaciones de cuatro desarrollos clave:
- FPU Shenandoah: En operaciones desde julio de 2025, aportando un promedio de 70.000 b/d.
- Conexión Submarina Ballymore (Blind Faith): En producción desde abril de 2025, con un promedio de 58.000 b/d.
- FPU Whale: En servicio desde enero de 2025, sumando 38.000 b/d.
- FPU Salamanca (campos León y Castilla): Operativa desde finales de 2025, aportando 25.000 b/d.
La EIA prevé la incorporación de cuatro proyectos adicionales de menor escala antes de finalizar el ejercicio 2026, lo que reforzará la curva ascendente del suministro marino de crudo amargo y mediano.
Por su parte, los modelos meteorológicos de la Universidad Estatal de Colorado proyectan una temporada de huracanes en la cuenca del Atlántico con actividad por debajo de lo normal debido a la presencia del fenómeno de El Niño, reduciendo la probabilidad de paradas no programadas por evacuación de plataformas en el Golfo.
Riesgos operativos
A pesar del panorama favorable para la producción estadounidense, la curva proyectada por la EIA enfrenta variables de riesgo operativo y climático:
- Impacto eventual de fenómenos meteorológicos: Aunque los pronósticos apuntan a una temporada de huracanes moderada hasta noviembre, el paso imprevisto de tormentas severas podría forzar el cierre preventivo de las unidades FPU y retrasar la conexión de los cuatro nuevos proyectos submarinos programados.
- Sensibilidad de la cuenca Permian a la volatilidad del WTI: Si bien el promedio actual de US$ 84/b supera los costos de equilibrio de Midland (US$ 69/b) y Delaware (US$ 63/b), cualquier corrección a la baja en los precios internacionales reduciría la tasa de completación de pozos (DUC completion rate).
- Capacidad de transporte de gas asociado: La expansión de la extracción de crudo en el Permian incrementa los volúmenes de gas natural asociado, exigiendo mayor capacidad en las tuberías de evacuación hacia la Costa del Golfo para evitar restricciones operativas.
Adicionalmente, la industria monitorea la disponibilidad de equipos de fractura de alta eficiencia y la evolución de los costos de servicios de perforación en la cuenca neuquina y de Texas.
El informe STEO de la EIA confirma que EE. UU. alcanzará un nuevo hito histórico al promediar 13,8 millones de b/d en 2026. El indicador clave para monitorear la consolidación de este récord será el cumplimiento de los plazos de conexión de los cuatro proyectos de aguas profundas restantes en el Golfo de América y la estabilidad del WTI por encima de la barrera de los $70 por barril durante el último cuatrimestre del año.
Fuentes:
