Supply inelástico: Brent sube 79% año contra año pero rigs solo 10%
Carlos Ramírez · Energía y Clima ·
El crudo marca máximos de una década, pero los perforadores de EE.UU. no expanden capacidad. El rig count se estancó en 603 plataformas el viernes mientras Brent tocaba $109.
El rig count de Estados Unidos se mantuvo sin cambios en 603 plataformas activas el viernes 16 de octubre, según datos de Baker Hughes. El mismo día, el Brent tocaba $109,69 por barril, un nivel que implica una subida del 78,97% año contra año. La elasticidad de oferta se rompió: mientras el precio se disparó, la actividad de perforación apenas creció 10% en el mismo período.
En un mercado funcional, precios así deberían desatar una ola de inversión en nueva capacidad. Pero los perforadores no están comprando el rally. El WTI cerró el viernes en $100,97 (+3,06%), y el número de <abbr title="plataformas de perforación activas">rigs</abbr> de petróleo se mantuvo en 459, contrarrestado apenas por una ganancia de 1 rig de gas (a 133) y 2 rigs misceláneos.
Los números de la inacción
Baker Hughes lleva +55 rigs más que hace un año (548 el 17 de octubre de 2025). Traducido a porcentaje: la actividad subió 10,0% mientras el Brent escalaba 78,97%. La elasticidad precio-oferta está en mínimos: por cada 10% de aumento en el crudo, los perforadores respondieron con apenas 1,3% más de capacidad. Una década atrás, ese ratio habría sido el doble.
La producción de crudo estadounidense promediaba 13,979 millones de barriles por día en la semana terminada el 2 de octubre, según la EIA, prácticamente sin cambio neto respecto a la semana anterior. El drenaje de inventarios sigue: en la semana del 9 de octubre, los tanques comerciales perdieron 8,56 millones de barriles, quedando en 415,6 millones, un 3% por debajo del promedio quinquenal para esta época del año.
| Indicador | Valor actual | Variación año contra año |
|---|---|---|
| Rig count total | 603 | +55 (+10,0%) |
| Rigs de petróleo | 459 | +44 (+10,6%) |
| Rigs de gas | 133 | +12 (+9,9%) |
| Brent ($/barril) | $109,69 | +$48,31 (+78,97%) |
| WTI ($/barril) | $100,97 | +$43,55 (+75,9%) |
Por qué no responden
El desacople tiene causas múltiples. Los productores estadounidenses aprendieron la lección de 2014-2020: expandir rápido con precios altos suele terminar en sobrecapacidad cuando el ciclo se invierte. Las juntas directivas prefieren devolver <abbr title="flujo de caja disponible tras inversiones">free cash flow</abbr> a accionistas que arriesgar en nueva capacidad. La disciplina de capital se impuso tras años de quemar efectivo.
Además, el cuello de botella ya no está solo en el pozo. Las refinerías operaron al 93,5% de capacidad en la semana del 9 de octubre, procesando 16,6 millones de barriles diarios. Ese nivel marca techo operativo: no hay margen para absorber mucho más crudo sin inversión en capacidad de refino, que toma años.
- Disciplina de capital: productores priorizan dividendos y recompras sobre expansión.
- Costos estructurales: mano de obra y equipos más caros post-pandemia.
- Incertidumbre geopolítica: flujos desde Medio Oriente siguen inestables tras incidentes en Ormuz.
- Cuellos de botella logísticos: refino y transporte operan cerca del límite.
Señal contradictoria en completación de pozos
Un dato llama la atención: el Frac Spread Count —que mide equipos terminando pozos ya perforados— subió por quinta semana consecutiva hasta 203 crews activas en la semana del 9 de octubre, según Primary Vision. Ese indicador sugiere que hay demanda para completar pozos, pero no para perforar nuevos al ritmo que el precio justificaría.
La interpretación: los operadores están limpiando el inventario de pozos perforados pero no completados (los llamados DUC, drilled but uncompleted), pero no apuestan a que el precio de $109 sea sostenible el tiempo suficiente para justificar una expansión agresiva de capacidad nueva. Es una apuesta táctica, no estratégica.
Implicación para el mercado
Si los perforadores no responden a precios así, la oferta se mantiene rígida. Los apagones desde el Golfo Pérsico —que según la EIA promediaron 4,8 millones de barriles diarios en septiembre— no tendrán reemplazo rápido desde Norteamérica. Eso mantiene la presión al alza en los futuros mientras los inventarios siguen drenándose 3% por debajo de la media quinquenal.
El mercado ya descuenta escasez estructural de corto plazo. El Brent operaba este sábado cerca de $109,86 en operaciones electrónicas extendidas, consolidando la zona de máximos. Sin una respuesta de oferta en las próximas semanas, el piso del crudo quedará alto aunque la geopolítica se estabilice.
Para el operador: mientras el rig count no arranque, el sesgo estructural del crudo es alcista. Los rigs son el indicador adelantado de oferta; si no se mueven ahora, la producción marginal no llegará en los próximos seis meses. El precio está reflejando esa rigidez.