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Las importaciones de crudo mexicano a EE. UU. se desplomaron a 71 mil b/d en la semana del 26 de diciembre. El efecto fiscal sesga flujos y tensiona logística.
El cierre del año dejó una fotografía atípica del comercio petrolero: Estados Unidos importó apenas 71 mil barriles diarios de crudo mexicano en la semana terminada el 26 de diciembre de 2025, un mínimo histórico que rompe las series recientes. El dato proviene de los reportes semanales de la EIA citados por Reuters, que además documentan una fuerte caída del total de importaciones de crudo hacia la Unión Americana por un fenómeno recurrente cada diciembre: el impuesto ad valorem a inventarios petroleros que lleva a refinadores y traders a posponer compras y vaciar tanques para reducir la carga fiscal de fin de año.
El “agujero” en los flujos no necesariamente refleja un cambio estructural en la relación energética México–EE. UU., pero sí exacerba tensiones operativas. En el margen, menos crudo Maya o Olmeca entrando por la Costa del Golfo puede alterar corridas de refinería, mezclas y calendarios de recibo justo cuando varias plantas texanas realizan paros estacionales o overhauls. La combinación de altas tasas de utilización reportadas por la EIA y el drenado fiscal de inventarios genera una ventana de volatilidad que comerciantes mexicanos y estadounidenses tratan de gestionar con reprogramaciones y swaps intrarregionales. En la misma semana, la EIA registró importaciones comerciales de crudo en su nivel más bajo desde 2021, confirmando que el ajuste fue sistémico.
Para Pemex el episodio se lee en dos planos. En el comercial, la empresa tiende a redirigir cargamentos conforme a oportunidades de precio y a dialogar con sus contrapartes para diferir descargas sin penalizaciones. En el industrial, la compañía balancea el envío de crudo hacia Deer Park —hoy en proceso de mantenimiento mayor y con episodios de flaring— y hacia el Sistema Nacional de Refinación y Olmeca (Dos Bocas), que buscan estabilizar cargas y rendimientos. La capacidad de intercambiar calidad y calendarios en la recta final de año puede significar millones de dólares en diferenciales evitados o incurridos.
El contexto de oferta mexicana es menos holgado que hace una década. Reuters recuerda que la producción nacional ronda 1.6 millones de barriles diarios, menos de la mitad del máximo de principios de siglo, lo que reduce el colchón para sortear cuellos de logística. Con ese telón de fondo, un “hoyo” semanal tan profundo como 71 mil b/d no es trivial para los balances del Golfo, sobre todo si coincide con paros en refinerías clave y con un mercado de destilados en recomposición en pleno invierno. El desenlace casi siempre llega en enero: los barriles diferidos cruzan la frontera, los tanques vuelven a subir y los spreads se normalizan. Pero la factura logística —demoras, fletes y bases— se paga en tiempo real.
La pregunta para 2026 es si esta oscilación de fin de año encontrará un amortiguador en la mayor integración entre refinación mexicana y la cadena del Golfo. Si Deer Park vuelve a su ritmo pleno tras el turnaround y Dos Bocas sostiene secundarias con mayor estabilidad, Pemex podrá dosificar exportaciones con más fines de margen, no de emergencia, y reducir la exposición a los “saltos” fiscales de diciembre en Texas y Luisiana. Mientras eso ocurre, la lección para el comercio transfronterizo es clara: diciembre nunca es un mes normal, y 2025 lo dejó más que evidente con un piso histórico que difícilmente se repetirá en meses ordinarios.
