La entrada en operación del proyecto Anchor de Chevron, primer desarrollo de 20 mil psi en aguas ultraprofundas del Golfo de México, marca un punto de inflexión para el offshore estadounidense. México enfrenta una nueva competencia regional mientras intenta consolidar Trion, Lakach y Zama. ¿Qué significa esta ola de perforación profunda para Pemex, la Cuenca del Sureste y los servicios petroleros mexicanos rumbo a 2030?
En agosto de 2024, cuando Chevron reportó el arranque de producción en Anchor, muchos lo leyeron como “una plataforma más” en el Golfo de México. En realidad, Anchor es el símbolo de una nueva fase tecnológica: es el primer desarrollo comercial diseñado para operar en condiciones de hasta 20 mil psi en aguas ultraprofundas, con un paquete completo de equipos HPHT (high pressure, high temperature) que la industria tardó una década en madurar. Alrededor de esta apuesta gira el resurgimiento del offshore estadounidense.
Anchor, con una inversión del orden de 5,700 millones de dólares y una capacidad de producción objetivo de hasta 75 mil barriles diarios, combina una plataforma fija con el buque de perforación Deepwater Titan, capaz de operar en láminas de agua cercanas a los 2,000 metros y perforar pozos a más de 10 kilómetros de profundidad total. La novedad no es sólo el tiraje técnico, sino la posibilidad de explotar rocas del Paleógeno que hasta hace pocos años eran consideradas “recurso geológico, no necesariamente recurso comercial”.
En paralelo, Chevron consolidó Ballymore como un desarrollo de menor CAPEX unitario mediante un “tie-back” a infraestructura existente, mientras BP aprobó inversiones en campos como Tiber y Kaskida, también en el segmento de 20K, reforzando la señal: el deepwater del Golfo ya no es territorio maduro en declive, sino un portafolio en expansión sustentado en tecnología y plataformas fiscales favorables.
El mensaje hacia el resto de los jugadores del Golfo —incluido México— es claro: los operadores con músculo financiero, experiencia en HPHT y cadenas de suministro consolidadas están dispuestos a anclar capital de largo plazo en la cuenca, aun en un entorno global tensionado por la transición energética.
Del lado estadounidense, el renacimiento de la perforación profunda ocurre sobre una base regulatoria y contractual relativamente estable, con ciclos de licitación que dan visibilidad a 10–15 años. En México, el panorama es diferente: tras el freno a nuevas rondas, el país opera con un portafolio acotado de proyectos offshore “heredados” de la fase de apertura, combinados con desarrollos propios de Pemex.
En aguas profundas mexicanas, el emblema es Trion, operado por Woodside con participación de Pemex. El proyecto, con FID aprobado, apunta a primera producción hacia 2028, con una inversión estimada superior a los 7,000 millones de dólares y una producción pico proyectada en torno a 110 mil barriles diarios. Trion será, en los hechos, el primer desarrollo deepwater de escala comercial en el lado mexicano del Golfo y la referencia obligada frente a Anchor y otros hubs ultraprofundos del norte.
Lakach, el gran proyecto de gas natural en aguas profundas, muestra el contraste: después de múltiples pausas, ajustes de plan y la entrada de Grupo Carso como socio de servicios e inversión, el campo sigue en fase de maduración, sometido a la volatilidad de precios del gas y a la revaluación constante de su rentabilidad. Es un ejemplo claro de cómo la misma cuenca puede albergar proyectos de alta complejidad técnica cuyos tiempos políticos, comerciales y regulatorios no siempre se alinean.
En aguas someras, México avanza con un portafolio más diversificado: Zama, compartido entre Pemex y privados, con un plan de desarrollo que contempla plataformas fijas, 46 pozos y conexión a Dos Bocas, se perfila como un hub estratégico para crudo mediano-pesado; Hokchi, Eni en la Cuenca del Sureste y otros desarrollos completan el mapa. Zama, sin embargo, ha experimentado ajustes de calendario e ingeniería que reflejan las tensiones entre objetivos fiscales, contenido nacional y disciplina de capital.
El resultado es un Golfo de dos velocidades: un norte estadounidense que acelera proyectos 20K con ecosistema completo de servicios y financiamiento, y un sur mexicano que combina apuestas emblemáticas con cuellos de botella institucionales y logísticos.
El resurgimiento de la perforación profunda no es sólo una historia de majors. Detrás de cada plataforma de producción y cada pozo HPHT hay una cadena compleja de empresas de servicios de perforación, construcción offshore, sísmica avanzada, cementaciones especiales, sistemas de control submarino y logística marítima.
En Estados Unidos, la entrada en operación de proyectos como Anchor y Ballymore reanima la demanda por semisumergibles y drillships de sexta y séptima generación, muchos de ellos especializados en 20K, y asegura backlog de contratos a varios años. Los costos día/buque han repuntado desde los niveles deprimidos de la década pasada, pero siguen siendo competitivos frente a otras provincias deepwater del mundo, gracias a la escala y a la experiencia acumulada en el Golfo.
En México, el mercado de perforación en alta mar muestra una tendencia clara de expansión moderada pero sostenida. Estimaciones recientes apuntan a un crecimiento anual compuesto superior al 6 % hacia 2034, impulsado por proyectos como Trion, Lakach, Zama y nuevas campañas exploratorias en la Cuenca del Sureste. Esto implica una ventana de oportunidad para empresas mexicanas y regionales en rubros como:
operación de plataformas jackup y semisumergibles en aguas someras y de transición;
construcción y montaje de módulos, líneas de flujo y sistemas de producción temprana;
servicios de ingeniería de integridad, corrosión, monitoreo estructural y mantenimiento mayor;
logística de apoyo costa afuera, desde cabotaje y embarcaciones de suministro hasta helicópteros y bases de integración.
Sin embargo, la brecha tecnológica es evidente. Mientras en el norte del Golfo ya se ejecutan proyectos de 20 mil psi con equipamientos específicos para HPHT, en México la curva de aprendizaje en deepwater apenas se está construyendo. Esto obliga a Pemex y a las autoridades regulatorias a diseñar estrategias muy cuidadosas de transferencia de conocimiento, contenido nacional inteligente y esquemas contractuales que permitan acceder a la tecnología crítica sin retrasar proyectos ni encarecerlos más allá de su umbral económico.
El nuevo ciclo de perforación profunda agrega capas de riesgo que van más allá del precio del crudo. La operación en alta presión y alta temperatura exige estándares más estrictos de integridad de pozo, sistemas de control de pozo redundantes, monitoreo en tiempo real, protocolos de respuesta ante incidentes y una supervisión regulatoria altamente especializada.
Estados Unidos llega a esta etapa con más de una década de reformulación regulatoria después de Deepwater Horizon, incluyendo reglas de BOP, certificación de equipos y pruebas de integridad. México, en cambio, avanza con un marco institucional más joven en materia offshore deepwater, donde ASEA, CNH y SENER deben coordinarse con Pemex y operadores privados para evitar un desalineamiento entre ambición productiva y capacidad de supervisión efectiva.
En el plano geopolítico, el resurgimiento del deepwater estadounidense refuerza la posición del Golfo como uno de los pivotes de seguridad energética de Norteamérica. Para México, esto tiene dos implicaciones clave:
Competencia y referencia de costos. Los proyectos mexicanos de ultraprofundas serán siempre comparados con Anchor, Tiber o Kaskida en términos de productividad, factor de recuperación y costos por barril. Si México no logra cerrar la brecha de eficiencia, será más difícil justificar fiscalmente proyectos de riesgo elevado como Lakach o futuras rondas en la Cuenca Salina.
Interdependencia energética y narrativa política. Un Golfo de México con más barriles provenientes del lado estadounidense refuerza a Estados Unidos como proveedor neto de crudo y productos para la región, al tiempo que México intenta sostener un discurso de autosuficiencia con proyectos complejos y costosos. Las decisiones de inversión de Pemex en Trion, Lakach y Zama no sólo serán observadas por el mercado, sino por socios comerciales y acreedores que comparan el desempeño mexicano con el del resto de la cuenca.
Para los servicios petroleros mexicanos, la década 2025–2030 será un examen de realidad: las empresas que logren certificarse, asociarse con casas de diseño internacionales y adaptarse a estándares 20K podrán capturar valor no sólo en proyectos nacionales, sino potencialmente en contratos de soporte al lado estadounidense. Las que no lo hagan quedarán confinadas a segmentos de menor complejidad o serán desplazadas por jugadores globales.
Para operadores, bancos, traders y proveedores de servicios, el resurgimiento de la perforación profunda en el Golfo de México no es una curiosidad tecnológica: es un mapa de riesgo y oportunidad que cambia rápido.
Con EnergiA – IA Regulatoria de AI Regula Solutions, puedes:
simular escenarios de producción y riesgo operativo para proyectos offshore del Golfo de México, comparando parámetros de referencia como Anchor, Trion, Lakach o Zama;
cruzar variables técnicas (profundidad, presión, CAPEX estimado) con factores regulatorios y ambientales de cada jurisdicción;
generar alertas tempranas sobre cambios normativos, retrasos de proyectos y decisiones de inversión que alteren el balance de riesgo en la cuenca.
Si tu empresa participa —o planea participar— en contratos de perforación, construcción, financiamiento o seguros offshore, esta década 20K no es un tema lejano: es el nuevo piso de referencia.
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