Recuento de plataformas en EE. UU. sube 4 a 739

Párrafo principal

El recuento de plataformas en EE. UU. aumentó en 4 equipos hasta 739 en la semana que terminó el 2 de abril de 2026, marcando el primer incremento semanal tras tres descensos consecutivos, según el conteo semanal de Baker Hughes (Baker Hughes, 02-abr-2026). El repunte se concentró en la actividad dirigida al petróleo, que añadió tres plataformas para situarse en aproximadamente 580, mientras que las plataformas de gas aumentaron en una hasta alrededor de 150. La Cuenca Pérmica —todavía la columna vertebral de la producción terrestre de EE. UU.— añadió dos plataformas hasta 431, una señal clave para las discusiones sobre volúmenes y capacidad de transporte. Los datos aparecen en un contexto de precios del crudo estables e indicadores macroeconómicos mixtos, lo que ha llevado a los participantes del mercado a reevaluar las expectativas de flujo de producción a corto plazo y el ritmo del capex entre empresas de exploración y producción (E&P) y proveedores de servicios.

Contexto

El modesto aumento sigue a una caída de tres semanas en el recuento de plataformas de EE. UU. y se produce mientras los productores calibran la actividad en función de las ventanas de cobertura del siguiente trimestre y de la dinámica de costes de servicios. En las cuatro semanas previas, los operadores han ajustado los cronogramas de perforación en respuesta al estrechamiento de los diferenciales en cuencas principales y al mantenimiento estacional incremental, lo que presionó el recuento de plataformas a la baja en 6 equipos en el período anterior (serie de informes Baker Hughes, mar 2026). El regreso al crecimiento, aunque numéricamente pequeño, es significativo porque indica que los operadores están dispuestos a volver a desplegar plataformas donde los rendimientos superan los costes marginales de perforación y donde las limitaciones de infraestructura lo permiten.

También son relevantes las señales macroeconómicas más amplias. Los precios del petróleo han cotizado en una banda más estrecha desde finales del primer trimestre de 2026; el WTI promedió cerca de 78 $/bbl en la primera semana de abril (indicativo ICE/NYMEX), lo que respalda perforaciones incrementales en los focos de mayor rentabilidad. Al mismo tiempo, la disciplina de capital en el sector E&P de EE. UU. sigue siendo más estricta que en ciclos previos, lo que restringe una recuperación más rápida del recuento de plataformas a pesar de balances robustos en las mayores independientes. Esta tensión entre el soporte de precios y la disciplina de capital probablemente determine si el aumento de esta semana es un hecho aislado o el inicio de una subida más sostenida.

Las restricciones regionales de la cadena de suministro y de salida generan diferencias a nivel de cuenca. La adición neta de dos plataformas en el Pérmico contrasta con la continua debilidad en algunas operaciones del Midcontinent y Williston, donde la economía de salida y la congestión en oleoductos y ferrocarril siguen siendo una restricción predominante. El contexto histórico es ilustrativo: el recuento de plataformas en EE. UU. ha oscilado por varios cientos de equipos en ventanas de doce meses durante períodos de precios volátiles; sin embargo, en los últimos dos años las oscilaciones han sido más moderadas, reflejando cambios estructurales en el comportamiento de los operadores y mejoras en la productividad del sector de servicios.

Análisis de datos

Baker Hughes informó las cifras principales el 02-abr-2026: plataformas totales en EE. UU. +4 a 739; plataformas de petróleo +3 a 580; plataformas de gas +1 a 150; y Pérmico +2 a 431 (Baker Hughes, 02-abr-2026). Las comparaciones interanuales muestran que el recuento de plataformas en EE. UU. está aproximadamente +45 plataformas respecto a la misma semana de 2025 (semana del 03-abr-2025: ~694 plataformas), lo que implica una trayectoria de expansión más lenta en comparación con ciclos de recuperación de precios previos. Este aumento interanual, sin embargo, oculta la dispersión a nivel de cuenca: el Pérmico muestra un incremento de dos dígitos interanual, mientras que otras cuencas se quedan rezagadas, subrayando la concentración de la perforación en las huellas más económicas.

Las tendencias en los costes de servicios siguen siendo un insumo crítico para las decisiones de perforación. A nivel nacional, las mejoras en la eficiencia de la perforación direccional y el fracturamiento han reducido los costes de equilibrio para pozos centrales del Pérmico por debajo de 40 $/bbl, según varias divulgaciones de operadores durante el primer trimestre de 2026 (presentaciones a inversores de compañías, Q1 2026). Esos avances en productividad explican en parte por qué movimientos modestos de precios pueden provocar el redepliegue incremental de plataformas en determinados yacimientos, mientras dejan la actividad relativamente inmóvil en otros. La utilización de plataformas y la fijación de precios para servicios clave —flotas de fracturamiento, tubería en bobina (coil tubing) y perforación direccional— han mostrado tensiones localizadas que elevan la intensidad de capital por pozo a pesar de las mejoras globales en productividad.

Las comparaciones con la actividad internacional son instructivas. El comportamiento del recuento de plataformas en tierra de EE. UU. difiere de las tendencias offshore internacionales, donde los grandes proyectos de capital y factores geopolíticos generan plazos más largos y diferente sensibilidad a los movimientos de precios a corto plazo. Por ejemplo, en el mismo período la utilización de plataformas en el Mar del Norte del Reino Unido permaneció constreñida por mantenimientos programados y actividades de desmantelamiento (informes OGUK, Q1 2026), mientras que los operadores en tierra de EE. UU. ajustaron decenas de plataformas semana a semana. El efecto neto es un mercado estadounidense que responde más rápidamente a señales de precio en ciclo medio, aunque todavía dentro de los límites de la ética de disciplina de capital que ha dominado a los directorios de E&P desde 2020.

Implicaciones para el sector

El incremento marginal de plataformas tiene impactos asimétricos entre los sectores de exploración y producción (E&P) y servicios petroleros (OFS). Para los nombres de E&P de gran capitalización con carteras diversificadas por cuenca y programas de cobertura, un repunte moderado de plataformas proporciona visibilidad de ingresos sin forzar un redepliegue agresivo de capital. Compañías como XOM y CVX —con carteras integradas de upstream y coberturas downstream— pueden absorber aumentos modestos de producción sin cambiar materialmente sus guías de flujo de caja o capex. Las independientes con fuerte exposición al Pérmico son las que verán el efecto más inmediato en la actividad de perforación y en las mejoras de la TIR (IRR) por pozo.

Para los servicios petroleros, la señal es más matizada. Un salto de cuatro plataformas es poco probable que cambie materialmente la utilización trimestral de los grandes proveedores de servicios, pero puede apretar los precios locales para tripulaciones de fracturamiento y completación en los condados más activos, incrementando los márgenes a corto plazo. Los contratistas con alta exposición al onshore norteamericano —SLB, HAL y NOV— deberían monitorear las tasas de movilización a nivel de cuenca y las horas de equipo contratadas. Históricamente, los márgenes de servicios se expanden solo tras adiciones sostenidas de plataformas durante varias semanas; por tanto, los mercados deberían ponderar si el reciente repunte es persistente antes de revalorizar las acciones de OFS.

Las implicaciones para midstream son prácticas y medibles. Dos plataformas adicionales en el Pérmico incrementan de forma incremental el condensado potencial y asocia