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Julio A. López, editor jefe. – El petróleo pesado venezolano gana peso en el mapa energético estadounidense en un momento en que la industria de refino atraviesa una de sus etapas más tensionadas de los últimos años. La combinación de restricciones al procesamiento en Medio Oriente y una demanda sostenida de combustibles ha vuelto a poner en valor los crudos densos que durante décadas alimentaron a los complejos más sofisticados de la Costa del Golfo.
Datos recientes de la Administración de Información Energética de EE.UU. confirman esta tendencia: en la semana cerrada el 7 de agosto, las importaciones venezolanas promediaron 743.000 barriles diarios, superando a México y ubicando al país sudamericano como el segundo proveedor de crudo para Washington, solo por detrás de Canadá. Según cifras posteriores, los envíos se mantuvieron por encima de las 630.000 bpd hacia finales de agosto, con picos que rozaron los 660.000 bpd en la última semana reportada.
El atractivo de estos barriles no es casualidad. El auge del shale estadounidense multiplicó la oferta de petróleo liviano, pero ese tipo de crudo genera menos residuos pesados que los de grados como el Merey venezolano. Por eso, buena parte de las refinerías del Golfo de México —diseñadas hace décadas para procesar crudos densos y con alto contenido de azufre provenientes de Venezuela, México y Canadá— siguen dependiendo de ese perfil de materia prima para operar con eficiencia. Sus unidades de coquización retardada, pensadas justamente para transformar los residuos pesados en gasolina y diésel, son la pieza que distingue a estos complejos de los que procesan crudos livianos.
La Faja del Orinoco, motor de la producción futura
Consultoras como Rystad Energy proyectan que el crudo pesado y extrapesado, junto con el bitumen, representará cerca de tres cuartas partes de la producción venezolana hasta 2028, con la Faja del Orinoco aportando alrededor del 60% del total nacional. Ese potencial ha reavivado el interés de las petroleras internacionales: Chevron formalizó en abril un acuerdo con Petróleos de Venezuela para intercambiar activos de gas costa afuera por una mayor participación en el Orinoco, y su empresa mixta, Petropiar, recibió autorización para reactivar las operaciones en la zona. Eni y Repsol también avanzan en acuerdos similares, en un esquema que privilegia sociedades estructuradas con la estatal venezolana y un acceso renovado a los diluyentes necesarios para mezclar el crudo extrapesado.
Actualmente Venezuela produce cerca de 1,25 millones de barriles diarios, aunque los nuevos desarrollos apuntan a cifras mayores. Elevar sustancialmente ese volumen exigirá perforación adicional, rehabilitación de pozos, mejoras en la infraestructura, mayor disponibilidad de taladros y, sobre todo, acceso estable a diluyentes, indispensables para reducir la viscosidad del crudo extrapesado y permitir su transporte y procesamiento.
El cuello de botella pasa ahora por el refino
Contar con más barriles disponibles no garantiza, por sí solo, más combustible en el mercado. La utilización de las refinerías estadounidenses alcanzó el 97,4% en la semana del 21 de agosto, su nivel más alto en casi ocho años, con un procesamiento cercano a 17,4 millones de barriles diarios. En ese escenario, el crudo venezolano puede sustituir a otros grados pesados más caros o escasos y mejorar la rentabilidad de ciertas plantas, pero no amplía por sí solo la capacidad física de procesamiento.
La presión se agrava por las restricciones internacionales a los productos refinados: el procesamiento en Medio Oriente ronda los 7,3 millones de barriles diarios, frente a los 9,9 millones previos a las disrupciones iniciadas en febrero, y firmas como Kpler no prevén una recuperación plena antes del segundo trimestre de 2027. Esa brecha ya se refleja en el mercado global de diésel, que enfrenta limitaciones severas de refino y márgenes proyectados en niveles inusualmente altos.
El desafío, entonces, no es solo geológico. Convertir las inmensas reservas venezolanas —estimadas en unos 303.000 millones de barriles según la EIA, la mayoría en crudo extrapesado— en suministro efectivo depende de sincronizar dos frentes: producir nuevos barriles a la velocidad necesaria y garantizar una capacidad de refino suficiente para transformarlos en combustibles de mayor valor. Para las refinerías complejas del Golfo, un repunte sostenido de la producción venezolana representaría una fuente creciente de materia prima compatible con su infraestructura, además de mayor competencia frente al crudo canadiense y otros grados densos similares.
