Venezuela y las refinerías del Golfo: por qué el récord de crudo de EE. UU. no basta
Estados Unidos bombea más crudo que nunca y el 57% sale por encima de 40 grados API. Sus refinerías de la Costa del Golfo corren con una mezcla de 33,85 grados y 1,39% de azufre. Esa diferencia es la que compra en Venezuela.
Estados Unidos bombeó 13.944.000 barriles diarios en la semana del 11 de septiembre. Es la cifra más alta de su historia. Esa misma semana le compró a Venezuela más del doble de crudo que a Arabia Saudita. No es una contradicción política. Es una cuestión de grados.
La gravedad API mide qué tan ligero es un crudo. Por encima de 40 grados se llama ligero; por debajo de 20, pesado. El Merey 16 venezolano lleva el número en el nombre. Y el crudo que sale de los pozos estadounidenses está, en su mayoría, en el extremo contrario de esa escala.
Los dos lados de la tijera
La Administración de Información Energética publica la producción estadounidense desglosada por gravedad. El último mes disponible de esa serie es febrero de 2024 —la EIA no la ha actualizado desde entonces— y el reparto de los 48 estados continentales era éste:
Consulta propia a la API de la EIA, serie de producción por gravedad API · último mes publicado: febrero de 2024
Del otro lado, la dieta real de las refinerías. En junio de 2026, el crudo que entró a las plantas de la Costa del Golfo promedió casi 34 grados API, con un azufre del 1,4%. Son plantas alimentadas con crudo medio y agrio.
Un país que produce el 57% de su crudo por encima de 40 grados no llena con producción propia una mezcla de casi 34.
La diferencia entra por barco.
Por qué no se cambia la dieta
Una refinería no procesa lo que le llega: procesa aquello para lo que fue construida. Las unidades que rompen el fondo del barril y le quitan el azufre son inversiones de miles de millones de dólares, decididas hace décadas y amortizadas a lo largo de décadas. Cambiar esa configuración no es una decisión de compra: es una obra.
Y no hay margen para experimentar. Las refinerías de la Costa del Golfo corrieron al 96,9% de utilización en la semana del 11 de septiembre, y no bajan del 96% desde mediados de julio. Un sistema a ese nivel no tiene planta libre donde probar una mezcla distinta.
La restricción es simétrica, y ése es el dato que se suele perder. Del lado venezolano, el extrapesado del Orinoco tampoco se mueve sin mejorar o sin diluir, y las cuatro mejoradoras se instalaron en los noventa. Ninguna de las dos orillas ha construido capacidad nueva. Las dos están llenas.
El colchón está en el nivel de 1982
Queda la Reserva Estratégica de Petróleo, que existe precisamente para cubrir un faltante. A mediados de septiembre guardaba casi 285 millones de barriles. Bajamos la serie entera —más de dos mil semanas, desde que arranca en 1982— para fechar ese nivel sin depender de un titular: la última vez que la reserva estuvo ahí o por debajo fue en noviembre de 1982. Cuarenta y cuatro años.
En lo que va de año ha bajado unos 128 millones de barriles. La herramienta de emergencia ya se usó.
Quién llena el hueco
Con la producción doméstica en el extremo ligero de la escala, las refinerías del Golfo sin holgura y la reserva en mínimos de cuatro décadas, el crudo medio y agrio tiene que venir de fuera. En la semana al 11 de septiembre Canadá encabezó la lista, como siempre; detrás entraron 782.000 barriles diarios de Venezuela, más del doble que de Arabia Saudita. Venezuela lleva veintiuna semanas consecutivas en el segundo puesto, una racha que se rompe hacia atrás en abril. Su promedio del año va más del triple que el de las mismas semanas de 2025. Lo desarrollamos en la pieza sobre el segundo proveedor.
La serie es preliminar y muy volátil: este año el mínimo semanal no llegó a cincuenta mil barriles diarios y el máximo es el de ahora. Una semana suelta no es una tendencia, y por eso lo que importa es la racha, no el pico.
Qué lo cambiaría
Tres cosas, y ninguna es un anuncio político. La primera es aguas abajo: una unidad de coquización nueva en la Costa del Golfo, que deja rastro público años antes de existir —pedidos de equipo de plazo largo, permisos, contratos de ingeniería—. La segunda es una mejoradora nueva en el Orinoco, con el mismo rastro. La tercera es la más barata de vigilar y no cuesta nada: el día que Arabia Saudita recupere el segundo puesto en la serie semanal de importaciones, esta lectura entró en revisión.
La discusión pública sobre el crudo venezolano se hace casi siempre en el terreno de las licencias, los contratos y la política. Ese terreno se mueve con cada administración. El de esta pieza no: una refinería configurada para crudo medio y agrio seguirá necesitando crudo medio y agrio el día que cambien todas las firmas.
Mientras eso siga siendo cierto, la pregunta útil no es si Estados Unidos quiere el barril venezolano. Es qué tan caro le saldría no tenerlo.
Fuentes ▾
- EIA — consulta propia: gravedad API y azufre del crudo de entrada a refinerías, PADD 3, junio de 2026. — eia.gov
- EIA — consulta propia: producción de crudo y condensado por gravedad API, Lower 48, febrero de 2024. — eia.gov
- EIA — consulta propia: utilización de refinerías del Distrito 3, semana al 11-sep-2026. — eia.gov
- EIA — consulta propia: producción semanal de crudo de EE. UU., semana al 11-sep-2026. — eia.gov
- EIA — cálculo propio sobre las 2.294 semanas de la serie de existencias en la Reserva Estratégica. — eia.gov
- EIA — consulta propia: importaciones semanales preliminares de crudo por origen, semana al 11-sep-2026. — eia.gov