Estados Unidos está reordenando silenciosamente su estrategia energética y comercial en el continente americano. Aunque es autosuficiente en combustibles para el transporte, su sistema de refinación depende cada vez más del acceso a crudos pesados y amargos provenientes del exterior, un factor que explica por qué el país continúa importando alrededor de 6.5 millones de barriles diarios de petróleo crudo.

Según el análisis de Ramsés Pech, analista energético, “EE.UU necesita petróleo pesado para que sus refinerías funcionen de manera eficiente; el crudo ligero que produce localmente no alcanza para cubrir esa necesidad sin realizar mezclas”, expresó a Surtidores Latam. 

El dato no es menor, ya que cerca del 70 por ciento de la capacidad de refinación estadounidense está diseñada para procesar crudos de entre 30 y 33 grados API, lo que obliga a combinar producción local liviana con importaciones de crudo pesado. Adaptar las refinerías para operar solo con crudo ligero implicaría inversiones multimillonarias que hoy no resultan viables.

De esta manera, la capital norteamericana comenzó a priorizar socios petroleros dentro del continente para reducir riesgos logísticos y costos de transporte. Canadá sigue siendo el principal proveedor, pero Venezuela emerge nuevamente como un nuevo actor, impulsada por una reforma que entraría en vigor en 2026 y que permitiría la operación directa de campos petroleros por parte de empresas extranjeras.

Para Pech, el cambio es profundo: “Venezuela está rompiendo con el esquema de control absoluto del Estado. Las empresas podrán operar, comercializar y quedarse con los ingresos, algo que el mercado estaba esperando desde hace años”.

Bajo este nuevo marco, el crudo venezolano regresó al mercado con descuentos controlados, alrededor de 15 dólares por barril frente al Brent, lo que ya permitió generar ingresos inmediatos y proyectar una recuperación sostenida de la producción. Estados Unidos ve en ese esquema una oportunidad para garantizar el petróleo barato y, al mismo tiempo, influir en el precio internacional del barril.

Este avance plantea un desafío directo para México. Hoy, el país participa con apenas el 7 por ciento de las exportaciones de crudo hacia Estados Unidos, mientras mantiene una fuerte dependencia de importaciones energéticas provenientes de su vecino del norte: gas natural, GLP, gasolinas, diésel y otros derivados.

“México enfrenta una paradoja compleja: exporta petróleo crudo, pero importa buena parte de los combustibles que consume”, sostuvo Pech. “Eso mantiene una balanza comercial negativa en el sector desde hace décadas”.

A esto se suma la rigidez del modelo de PEMEX, con altos costos de refinación, capacidad productiva limitada y esquemas contractuales que generan incertidumbre para proveedores e inversionistas. En paralelo, el crudo Maya se comercializa con un descuento cercano a los 8.85 dólares por barril, un margen que deja poco espacio para competir frente a nuevos jugadores regionales.

Mientras Estados Unidos prioriza el acceso a petróleo pesado para sostener su economía del transporte, un sector que explica entre el 6 y el 7 por ciento de su PIB, México enfrenta una decisión estratégica: adaptar su política energética al nuevo escenario regional o resignar protagonismo.

Desde la mirada de Pech, una mayor apertura a la inversión privada sería importante. Actualmente, la participación extranjera representa menos del 3 por ciento del sector, muy por debajo de niveles históricos. “Permitir que empresas operen campos con mayor autonomía, y no solo como contratistas, podría mejorar eficiencia, reducir costos y sostener la producción”, concluyó.