Las refinerías de la costa del Golfo de Estados Unidos están recurriendo cada vez más al crudo pesado latinoamericano a medida que el oleoducto Trans Mountain, recientemente ampliado en Canadá, redirige los flujos petroleros mundiales.

Las señales de este cambio de rumbo incluyen la reciente compra de petróleo colombiano por parte de Pemex para su refinería en Texas y la adquisición por parte de la refinería estadounidense Valero Energy Corp. de crudo colombiano que normalmente se dirige a India y China.   

Pemex ya ha comprado tres cargamentos de petróleo colombiano para su refinería Deer Park desde abril. Valero compró los grados colombianos Mares y Apiay, dos tipos que normalmente se envían a Asia.   

Los productores de combustible norteamericanos han visto disminuir sus suministros habituales a medida que el oleoducto Trans Mountain ampliado envía más crudo de Canadá a la costa del Pacífico. Al mismo tiempo, Pemex está conservando más crudo mexicano para operar su nueva refinería Dos Bocas, según los participantes del mercado, que hablaron bajo condición de anonimato. 

En las últimas semanas, algunos tipos de petróleo latinoamericano que normalmente fluyen a California también están llegando a la costa del Golfo, según los datos de mercado de Argus.   

Trans Mountain ha ayudado a aumentar los precios del crudo canadiense, lo que hace que el petróleo latinoamericano de calidad similar vuelva a ser atractivo. Por ejemplo, el crudo Cold Lake -un crudo canadiense pesado que suelen utilizar los fabricantes de combustible de la Costa del Golfo- se negociaba el martes con un descuento de 4.80 dólares el barril respecto del petróleo West Texas Intermediate de referencia en el mercado de la Costa del Golfo de Estados Unidos. Eso es menor que el descuento promedio de 7.40 dólares del año pasado.   

Desde la puesta en marcha de la ampliación de Trans Mountain en mayo hasta julio, las refinerías de la Costa del Golfo importaron unos 485 mil barriles de crudo canadiense al día, la cantidad más baja para ese período desde 2018, según datos de la Administración de Información Energética.