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La refinería Deer Park vive un “overhaul” de múltiples unidades y episodios de flaring visibles. El ajuste estacional de oferta reaviva riesgos sobre importaciones de gasolinas hacia México.
La imagen dio la vuelta en noticieros locales: una antorcha de Deer Park encendida y visible a kilómetros, captada por cámaras de televisión en Houston. El flaring no fue casualidad. Coincidió con el “Big Block Turnaround”, una parada mayor de varias unidades de la refinería propiedad de Pemex en Texas, confirmada por fuentes del mercado: se apagó el craqueo catalítico, la HCU (hidrocracking) y la coker, mientras la CDU-1 más pequeña seguía operando. El mantenimiento —iniciado a inicios de octubre— se programó por alrededor de 60 días, una ventana suficiente para tensionar la logística de gasolinas justo antes de las vacaciones decembrinas.
El “flaring” de inicios de diciembre fue comunicado como parte de actividades de mantenimiento, con advertencias a la comunidad por posibles emisiones y llamaradas más altas, de acuerdo con autoridades y reportes locales. La torre de KHOU 11 registró la flama “visible por millas” y reabrió el debate sobre el impacto público de los paros, aun cuando la refinería cumplía protocolos de seguridad del sitio. Para la opinión mexicana, el tema trasciende el paisaje texano: Deer Park es una de las patas del discurso de autosuficiencia en combustibles del gobierno y una fuente relevante de productos que terminan en estaciones del lado mexicano.
En términos técnicos, el apagado simultáneo de CDU-2 (la columna grande que despunta el crudo) y de unidades de conversión profunda como FCC y HCU no solo recorta volumen total; también cambia la mezcla de productos. Sin FCC y HCU a plena carga, el sistema rinde menos gasolina y diésel y puede terminar almacenando fracciones pesadas o redirigiendo crudo a la CDU-1, con eficiencia inferior. La coker fuera reduce la capacidad de lidiar con residuales. En plata: menos barriles de gasolina para exportación mientras dura la obra, justo cuando México encara picos de consumo por temporada.
El efecto de oferta se siente por dos vías. La primera es directa: menores envíos desde Deer Park a terminales mexicanas o swaps con traders del Golfo. La segunda es indirecta: si Deer Park compra o vende más/menos productos en la costa estadounidense para balancear su ownstream, mueve diferenciales en Houston y Colonial, lo que repercute en el basis hacia México. No es un shock sistémico —la costa del Golfo es profunda—, pero en semanas de inventarios ajustados sí eleva la volatilidad de diferenciales y fletes. De ahí que comercializadores y mayoristas hayan asegurado volúmenes alternos desde otras refinerías del Golfo y programado slots en Tuxpan, Pajaritos y Altamira para cubrir puntas, según operadores. Los reportes especializados ya hablaban desde noviembre de una parada “multi-unidad” en Deer Park con impactos en gasolina y diésel.
Para Pemex, la narrativa oficial apunta a que el overhaul era necesario para sostener confiabilidad y rendimientos en 2026. En el corto plazo, el rompecabezas se resuelve con compras externas y sincronizando a Deer Park con el Sistema Nacional de Refinación (SNR) y con Olmeca (Dos Bocas). Pero la aritmética de la balanza es tozuda: si Deer Park no está full mientras Olmeca aún intermite en sus secundarias, los barriles faltantes deben venir de algún lado. Ahí entra el mercado del Golfo… a su precio. La diferencia entre un diciembre calmado y uno caro está en la duración real del turnaround, el ramp-up de unidades clave y la normalización de emisiones asociadas al encendido.
De cara a enero–febrero, el mercado seguirá midiendo señales: reportes de flaring a la baja, retorno escalonado de FCC/HCU, tasas de utilización y embarques. Si los barcos hacia México regresan al ritmo habitual, el episodio quedará en anécdota. Si no, la estacionalidad se convertirá en un recordatorio de que la autosuficiencia no depende de un solo activo y que cualquier parada mayor en Texas se lee, a la semana siguiente, en el precio al consumidor del lado mexicano.
