El regreso del crudo venezolano: por qué le importa a México
Ocho meses después de que fuerzas estadounidenses capturaran a Nicolás Maduro y desmantelaran el régimen que sostuvo durante más de una década, el petróleo venezolano regresa a las refinerías de la Costa del Golfo a un ritmo que ya compite, barril por barril, con el crudo Maya mexicano por el mismo espacio de procesamiento —y lo hace justo cuando Pemex necesita cada dólar de ingreso petrolero disponible para sostener el paquete fiscal más ajustado del sexenio.
El 3 de enero de 2026, fuerzas especiales estadounidenses ejecutaron la Operación Resolución Absoluta, capturando a Nicolás Maduro y a su esposa Cilia Flores, y poniendo fin —de una manera que ningún analista serio había considerado probable apenas semanas antes— a más de una década de régimen chavista en Venezuela. Ocho meses después, el resultado más medible de esa operación no se encuentra en la política venezolana, todavía en transición incompleta bajo la vicepresidenta Delcy Rodríguez, sino en los muelles de la Costa del Golfo de Estados Unidos, donde las refinerías de Texas y Luisiana reciben hoy cargamentos de crudo pesado venezolano en volúmenes que no se veían desde 2017. Ese flujo de crudo, que compite exactamente por el mismo tipo de refinería y el mismo perfil de cliente que ha absorbido durante décadas al crudo Maya mexicano, coloca a Pemex frente a una competencia que no había enfrentado en esta escala en más de un lustro, justo cuando la petrolera estatal mexicana necesita sostener sus ingresos de exportación para no ensanchar todavía más un déficit fiscal que el gobierno de Claudia Sheinbaum ya se comprometió a recortar en 0.7 puntos del PIB en el Paquete Económico 2027, entregado apenas esta semana al Congreso.
Cómo Venezuela pasó de paria petrolero a proveedor relevante de Estados Unidos
La relación entre Washington y la industria petrolera venezolana atravesó, en menos de una década, un ciclo casi completo de ruptura y reconstrucción. La presión sancionatoria estadounidense contra Venezuela se intensificó de forma decisiva en 2017, cuando la administración Trump emitió la Orden Ejecutiva 13808, que prohibió transacciones de personas y empresas estadounidenses con PDVSA en respuesta al establecimiento de una asamblea constituyente que Washington consideró ilegítima. El golpe decisivo llegó el 28 de enero de 2019, cuando Trump designó formalmente a PDVSA como Specially Designated National, bloqueando sus activos en territorio estadounidense y prohibiendo prácticamente cualquier transacción de personas estadounidenses con la petrolera —una medida que atacó de forma directa la fuente de aproximadamente 90% de las divisas que sostenían al gobierno de Maduro—. En agosto de ese mismo año, la Orden Ejecutiva 13884 amplió el bloqueo a la totalidad de los activos del gobierno venezolano, cerrando prácticamente cualquier vía de transacción sin autorización explícita de la Oficina de Control de Activos Extranjeros del Departamento del Tesoro (OFAC).
Ese régimen de sanciones máximas se mantuvo, con matices, durante los años siguientes, incluyendo una ventana de licencias más flexibles bajo la administración Biden que permitió a Chevron continuar ciertas operaciones limitadas. La segunda administración Trump revirtió esa flexibilidad casi de inmediato: el 26 de febrero de 2025, el propio presidente anunció que revocaría la licencia heredada de su predecesor, acusando a Maduro de no avanzar en reformas electorales ni en la repatriación de migrantes venezolanos —una condicionalidad que vinculó, de manera explícita, el acceso petrolero de las compañías estadounidenses con la cooperación migratoria del régimen—. La licencia de Chevron expiró formalmente el 27 de mayo de 2025, según confirmó entonces el secretario de Estado Marco Rubio, aunque para julio de ese año Washington ya había comenzado a preparar autorizaciones limitadas para los socios clave de PDVSA, empezando de nuevo por Chevron, en un giro de la estrategia de presión que anticipaba, sin que entonces se supiera con certeza, la ruptura definitiva que llegaría meses después.
La captura de Maduro en enero de 2026 no derivó en un colapso ordenado ni en una apertura inmediata sin condiciones: el propio Trump fue explícito en que Estados Unidos pretendía "administrar" el país hasta lograr una "transición segura y prudente", y más de tres meses después de la operación, según reportes de organizaciones especializadas en seguimiento de la transición venezolana, las autoridades del país todavía no habían señalado una ruptura decisiva con las estructuras del régimen anterior. Lo que sí se movió con rapidez notable fue el frente petrolero: el 18 de febrero de 2026, OFAC emitió la Licencia General de Venezuela No. 50A, que autorizó transacciones específicas del sector de hidrocarburos para un grupo de compañías internacionales que incluye a Chevron, BP, Eni, Shell, Repsol y Établissements Maurel & Prom. El Departamento del Tesoro estadounidense autorizó explícitamente las transacciones "ordinariamente incidentales y necesarias" para la extracción, exportación, reexportación, venta, reventa, suministro, almacenamiento, comercialización, compra, entrega o transporte de petróleo de origen venezolano, aunque —y esta distinción resulta central para entender el estado actual del régimen sancionatorio— las sanciones más amplias contra el gobierno venezolano y contra PDVSA como entidad continúan formalmente vigentes, de manera que las personas estadounidenses siguen teniendo prohibida la mayoría de las transacciones directas con el gobierno de Venezuela y sus funcionarios sujetos a sanciones de bloqueo.
Los números del regreso
| Concepto | Cifra | Qué significa |
|---|---|---|
| Producción petrolera venezolana actual | ~1.236 millones de barriles diarios (agosto 2026) | Meta oficial de PDVSA de 1.3 millones de b/d para el cierre de 2026, y 1.5 millones para 2027 |
| Exportaciones petroleras totales de Venezuela | 1.17 millones de b/d (agosto 2026) | Se mantuvo estable frente a julio, tras el salto observado desde inicios de año |
| Importaciones de crudo venezolano por refinerías de EU | Entre 553,000 y 804,000 b/d según la fuente y el mes (2026) | El nivel más alto desde 2017, cuando comenzó la escalada de sanciones |
| Proporción del crudo venezolano exportado que va a EU | Cerca de la mitad de la producción total del país | Estados Unidos volvió a ser, de lejos, el principal destino del crudo venezolano |
| Participación de Chevron en la producción venezolana | 23% del total nacional, vía empresas mixtas con PDVSA | La petrolera estadounidense es hoy el socio extranjero más relevante del sector |
| Inversión anunciada por Chevron (2 de septiembre de 2026) | $7,000 millones en cinco años | Objetivo declarado: duplicar su producción venezolana a 600,000 b/d |
| Acuerdo Trump-Venezuela (17 campos, reservas probadas) | 65,000 millones de barriles | El Pentágono recibiría 35% de participación accionaria vía "penny warrants"; el Departamento de Estado, garantía de compra de 20% de la producción a precio de costo |
| Caída histórica de exportaciones de crudo Maya de México a EU | De 1.5-1.7 millones de b/d a ~350,000 b/d | Reducción que comenzó antes del regreso venezolano, pero que ese regreso ahora dificulta revertir |
Conviene subrayar que las cifras de importación estadounidense de crudo venezolano varían de forma apreciable según la fuente y el mes de referencia —algunos reportes citan 553,000 barriles diarios para agosto de 2026, frente a un máximo de 786,000 en julio, mientras que otros análisis sitúan el flujo más reciente cerca de 804,000 barriles diarios, el nivel más alto desde 2017—. Esa dispersión no es evidencia de datos poco confiables, sino un reflejo normal de la naturaleza volátil de los flujos petroleros en una fase de transición regulatoria acelerada, donde licencias, flotas de buques cisterna y contratos de suministro cambian de mes a mes con mayor velocidad que la que los reportes estadísticos consolidados logran capturar de forma perfectamente sincronizada.
Por qué Estados Unidos necesita específicamente el crudo pesado venezolano
La razón por la que el regreso del crudo venezolano genera un choque de mercado tan directo con el crudo mexicano, y no simplemente una sustitución sin fricciones por producción doméstica estadounidense, tiene una explicación técnica precisa que conviene desarrollar con cuidado. Estados Unidos se convirtió, durante la última década, en el mayor productor de petróleo del mundo gracias al auge del shale o esquisto, extraído principalmente en la cuenca Pérmica de Texas y Nuevo México. Ese crudo de esquisto, sin embargo, es estructuralmente ligero: tiene una densidad API alta, poco contenido de azufre, y fluye con facilidad, características que lo hacen ideal para ciertos procesos de refinación pero completamente inadecuado para sustituir, sin modificaciones costosísimas de infraestructura, al crudo pesado y extrapesado que producen Venezuela y México.
Las refinerías de la Costa del Golfo estadounidense —con una capacidad de destilación conjunta cercana a 9.88 millones de barriles diarios— representan, precisamente, la excepción a esa lógica: fueron diseñadas y construidas, durante décadas y con una inversión de miles de millones de dólares, específicamente para procesar crudos pesados y extrapesados como el Maya mexicano o el crudo de la Faja del Orinoco venezolana. Esa arquitectura industrial no se reconvierte de un trimestre a otro; una refinería configurada para crudo pesado no puede simplemente sustituir su insumo por shale ligero sin sacrificar eficiencia, calidad del producto final y, en muchos casos, sin una reingeniería de proceso que tomaría años y miles de millones de dólares adicionales. Esa rigidez estructural es, en el fondo, la que explica por qué el regreso del crudo venezolano no compite de forma generalizada contra toda la producción petrolera mundial, sino de manera muy específica contra el reducido grupo de proveedores de crudo pesado que ya abastecían ese mismo segmento de refinación: México, Colombia, Ecuador y, en menor medida, Canadá.
Chevron ocupa, dentro de esta historia, un lugar particular: su papel como operador de empresas mixtas responsables de 23% de la producción venezolana total le permitió mantener, incluso durante los años de sanciones más severas, un vínculo operativo continuo con la industria petrolera del país que ninguna otra petrolera occidental de su tamaño conservó con la misma profundidad. Esa continuidad operativa —personal técnico, infraestructura de extracción, relaciones contractuales con PDVSA— es la que le permitió a la compañía moverse con rapidez inusual una vez que las licencias se flexibilizaron en 2025 y 2026: en enero desplegó una flota de once petroleros hacia Venezuela, en marzo triplicó sus exportaciones hasta 300,000 barriles diarios, en abril elevó su participación en el proyecto Petroindependencia de 35.8% a 49%, y el 2 de septiembre de este año anunció formalmente una inversión de 7,000 millones de dólares a cinco años con el objetivo declarado de duplicar su producción venezolana hasta 600,000 barriles diarios, tras recibir nuevas áreas de desarrollo en la Faja del Orinoco.
El ángulo geopolítico: sanciones, licencias y la relación con Maduro
La política de licencias hacia Venezuela ha operado, durante los últimos dos años, no como una decisión puramente técnica de regulación energética, sino como un instrumento explícito de negociación política, con la migración como una de sus condicionalidades más citadas: el propio anuncio de revocación de la licencia de Chevron en febrero de 2025 vinculó esa decisión directamente con la falta de avances de Maduro en la repatriación de migrantes venezolanos, una condicionalidad que las fuentes consultadas confirman de forma explícita, sin que sea necesario especular más allá de lo que esas fuentes documentan. La secuencia completa —revocación en febrero de 2025, expiración formal en mayo, preparación de licencias limitadas en julio, y finalmente la Licencia General 50A en febrero de 2026, ya con Maduro fuera del poder— describe una política que usó el acceso petrolero como palanca de presión mientras el régimen chavista seguía en pie, y que se reconfiguró por completo una vez que la captura de enero de 2026 eliminó esa variable de negociación.
El acuerdo anunciado por la administración Trump para el desarrollo de los 17 campos con reservas probadas de 65,000 millones de barriles añade una dimensión adicional que trasciende la simple normalización comercial: la estructura, según reportó el Wall Street Journal, otorgaría al Pentágono una participación accionaria de 35% en la empresa operadora —vinculada al empresario venezolano Alejandro Betancourt— mediante instrumentos financieros conocidos como "penny warrants", que permiten al gobierno estadounidense adquirir participación accionaria sin desembolsar capital significativo por adelantado, mientras el Departamento de Estado obtendría una garantía de compra de 20% de la producción a precio de costo. Es una arquitectura que combina, de manera poco convencional para la política energética estadounidense reciente, participación directa de una agencia de defensa en el capital de una operación petrolera extranjera, lo cual ha generado un escepticismo considerable entre analistas del sector, quienes advierten que la infraestructura petrolera venezolana, tras años de abandono y subinversión bajo el chavismo, tomará varios años en reactivarse a la escala que el acuerdo proyecta, independientemente de cuánto capital y respaldo político estadounidense se comprometa formalmente.
Cómo afecta a México: la competencia directa con el crudo Maya
Esta es, para cualquier lector interesado en la economía mexicana, la sección que de verdad importa, y conviene abordarla con el mismo rigor con el que se documentó la historia venezolana, sin forzar una narrativa de causalidad más limpia de lo que la evidencia disponible permite sostener. Los datos confirman, sin ambigüedad, una caída dramática en el volumen de crudo Maya que México coloca en la Costa del Golfo estadounidense: de un rango histórico de 1.5 a 1.7 millones de barriles diarios a apenas alrededor de 350,000 barriles diarios, una contracción que representa, en el peor de los casos, una pérdida de más de 80% del volumen que México históricamente enviaba a ese mercado específico. Es fundamental, sin embargo, señalar con precisión la secuencia temporal: la evidencia disponible indica que esa reducción en los volúmenes mexicanos comenzó antes de cualquier reapertura sustancial del mercado venezolano, impulsada por factores propios de Pemex —declive de la producción nacional, redirección de crudo hacia la refinación doméstica bajo la política energética de soberanía petrolera del gobierno mexicano, y años de subinversión en mantenimiento de campos maduros—. Lo que el regreso del crudo venezolano añade a esa historia ya en marcha no es la causa original de la caída mexicana, sino un obstáculo adicional y verificable para revertirla: con entre 30,000 y 50,000 millones de barriles de capacidad venezolana adicional entrando al mercado de crudo pesado en el corto y mediano plazo, según estimaciones citadas por analistas del sector, los compradores estadounidenses de crudo pesado ganan poder de negociación frente a todos sus proveedores tradicionales —México, Colombia, Ecuador y, en menor medida, Canadá—, lo cual presiona a esos productores a ofrecer descuentos más agresivos si buscan defender o recuperar participación de mercado.
Los analistas mexicanos, sin embargo, no coinciden en la magnitud del riesgo que esto representa para Pemex. El Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO) descartó, en un análisis de enero de 2026, que el regreso venezolano represente un "golpe" estructural a Pemex o a sus precios de exportación, con el argumento de que la industria petrolera venezolana, incluso en su trayectoria de recuperación más optimista, todavía no tiene la capacidad instalada suficiente para alterar de forma decisiva el mercado global de crudo pesado. Otros análisis del sector energético mexicano son más cautelosos y sostienen que, si bien el retorno parcial de Venezuela al mercado estadounidense no representa, por ahora, un riesgo estructural para México, sí introduce presiones competitivas nuevas y verificables sobre los precios y los márgenes de exportación mexicanos, particularmente en la negociación de los diferenciales de precio bajo los cuales Pemex coloca su crudo frente a las refinerías del Golfo. Un dato adicional complica cualquier lectura excesivamente alarmista en el corto plazo: durante buena parte de 2026, el precio de exportación de la Mezcla Mexicana llegó a cotizar por encima del propio WTI en algunas semanas de marzo —un fenómeno inusual, dado que el crudo pesado mexicano tradicionalmente cotiza con descuento frente al crudo ligero estadounidense—, impulsado por la escalada del conflicto en Medio Oriente que ha mantenido tensos los mercados petroleros globales durante buena parte del año, un factor que en el corto plazo ha compensado, al menos parcialmente, cualquier presión competitiva proveniente de Venezuela. No es posible, con la evidencia disponible a la fecha de este análisis, afirmar de manera concluyente que el regreso del crudo venezolano ya haya provocado una reducción medible y aislada en el diferencial de precio Maya-WTI atribuible específicamente a ese factor, separado de la volatilidad geopolítica más amplia que ha dominado el mercado petrolero global durante 2026; lo que sí puede afirmarse, con el respaldo de las fuentes consultadas, es que la estructura competitiva del mercado de crudo pesado hacia la Costa del Golfo cambió de forma verificable, y que ese cambio estructural es un factor de riesgo activo para la capacidad de Pemex de recuperar los volúmenes de exportación que perdió por razones propias en los últimos años.
Implicaciones para el mercado energético mexicano y la política de Pemex
Para Pemex, la lectura estratégica de este escenario no puede limitarse a esperar que la competencia venezolana se disipe por sí sola. La combinación de una producción petrolera mexicana en declive estructural, una política energética doméstica que prioriza, de manera declarada, la refinación nacional sobre la exportación de crudo, y ahora un competidor de crudo pesado que regresa al mercado con el respaldo político y financiero del propio gobierno estadounidense, configura un entorno en el que México tiene considerablemente menos margen de error del que tuvo durante la década pasada para tratar sus ingresos petroleros de exportación como una fuente de flujo relativamente estable. La consolidación fiscal de 0.7 puntos del PIB que el gobierno de Sheinbaum se comprometió a entregar en el Paquete Económico 2027 depende, en parte, de que los ingresos petroleros no se deterioren de forma adicional a lo ya proyectado; un diferencial de precio Maya-WTI que se amplíe por la competencia venezolana, incluso de manera moderada, se traduciría de forma directa en menos ingresos fiscales petroleros de los presupuestados, en un momento en que el margen de maniobra fiscal del gobierno mexicano ya es, por diseño, más estrecho que en años anteriores. La decisión de inversión en refinación doméstica que México ha priorizado durante los últimos años —Dos Bocas como el ejemplo más visible— adquiere, bajo esta luz, una lógica adicional: cada barril de crudo Maya que se refina dentro del país, en lugar de exportarse a una Costa del Golfo estadounidense cada vez más disputada, es un barril que no depende del poder de negociación que Venezuela le está restando a México frente a esos mismos compradores.
Riesgos y lo que sigue
El panorama descrito en este análisis está lejos de ser definitivo, y varios factores podrían alterarlo de forma sustancial en los próximos meses. Un primer riesgo es la propia velocidad de recuperación de la infraestructura petrolera venezolana: la industria arrastra años de subinversión y abandono bajo el chavismo, y el escepticismo de varios analistas sobre la capacidad real de PDVSA y sus socios extranjeros para alcanzar las metas de producción anunciadas —1.5 millones de barriles diarios para 2027, y potencialmente mucho más si el acuerdo de los 17 campos avanza según lo planeado— podría significar que buena parte del incremento proyectado tarde considerablemente más de lo anunciado en materializarse, lo cual moderaría la presión competitiva sobre México en el corto plazo. Un segundo riesgo, de signo contrario, es que la transición política venezolana, todavía incompleta según reportes recientes de organizaciones especializadas en seguimiento de la región, se estabilice más rápido de lo esperado bajo un gobierno que profundice la apertura al capital extranjero, acelerando en lugar de retrasando el ritmo de recuperación productiva. Un tercer factor a vigilar es el propio régimen de sanciones: aunque la Licencia General 50A flexibilizó las operaciones del sector de hidrocarburos, las sanciones más amplias contra el gobierno venezolano formalmente vigentes podrían endurecerse o flexibilizarse todavía más dependiendo de cómo evolucione la transición política interna, con efectos directos e inmediatos sobre el volumen de crudo que efectivamente llega a las refinerías estadounidenses.
Para México, el riesgo central que se deriva de este análisis no es un colapso inminente de los ingresos petroleros de Pemex —la evidencia disponible no respalda esa conclusión extrema—, sino la consolidación de un entorno estructuralmente más competitivo para el crudo pesado mexicano en su mercado de exportación tradicional, justo en el momento en que la petrolera estatal mexicana, y el gobierno que depende de sus ingresos para sostener su meta de consolidación fiscal, tienen menos margen que en años recientes para absorber, sin consecuencias presupuestales visibles, cualquier deterioro adicional en el precio al que coloca su producto insignia en el mercado internacional.