Con Brent en 60–65 y más oferta, cambian cracks y paridad de importación. Qué implica para Deer Park, SNR y márgenes retail en México.
El mercado petrolero arrancó la semana con vaivenes: más oferta en camino, inventarios que pesan y un Brent que coquetea con los 60–65 dólares. Para México, ese “diente de sierra” no es un dato de color: redefine cuánto vale refinar aquí (incluida Deer Park) frente a importar producto listo. Cuando el crudo se ablanda pero los refinados no ceden al mismo ritmo, los márgenes de refinación mejoran; si ambos caen parejo, la paridad de importación vuelve a ganar. Hoy el tablero está en movimiento.
La fotografía global viene marcada por dos fuerzas que jalan en sentidos distintos. Por un lado, la expectativa de más suministro de la alianza OPEP+ a partir de diciembre y una pausa de incrementos en el 1T26 que no alcanza a despejar el fantasma de excedentes; por otro, un mercado de productos sostenido por restricciones logísticas y sanciones que siguen sosteniendo spreads de gasolina y diésel en varios hubs. El resultado ha sido un Brent estable/ligeramente a la baja en el rango bajo de los 60s y un WTI pegado a los 60, con jornadas que pasan de rojo a verde en cuestión de horas (semanas recientes).
Ese trasfondo convive con señales puntuales: más crudo en flotante en Asia y dudas sobre la eficacia de sanciones adicionales a productores rusos; al mismo tiempo, disrupciones corporativas (caso Lukoil) y calendarios políticos en Occidente que reactivan apetito por riesgo sin cambiar el balance físico de corto plazo. Para la aritmética de márgenes, lo importante es que el “piso” del Brent luce frágil mientras los productos no ceden con la misma velocidad.
1) Deer Park vs. importación spot. Con crudo suave y cracks relativamente sostenidos, la ecuación de refinar-propio (Deer Park) mejora contra comprar-gasolina en costa del Golfo, particularmente cuando la logística marítima encarece fletes. Si los cracks se comprimen (gasolina/diésel caen a la par del Brent), la paridad de importación recupera tracción: más atractivo traer producto terminado a puertos del Golfo y del Pacífico. (Escenario base actual: margen de refino más resiliente que el precio del crudo).
2) Sistema Nacional de Refinación. Cuando el crudo baja rápido, el costo variable del SNR cae antes que el precio doméstico de refinados, y eso puede ensanchar márgenes operativos; pero si los productos se ajustan igual de rápido —por mercado internacional o por estímulos fiscales menores— el beneficio se diluye. La gestión fina pasa por plan de corridas, blends y mantenimiento: aprovechar ventanas de gasolina alta/diésel firme y minimizar castigos por combustóleo.
3) Retail y diferenciales. En estaciones, el impacto se ve desfasado: inventarios comprados con precios anteriores conviven con nuevas compras más baratas. Si el Brent cede pero los costos logísticos y las bases regionales no, los márgenes comerciales pueden mejorar de forma temporal; si el Ministerio de Hacienda ajusta estímulos o si suben bases en Golfo, el alivio se acorta. Para operadores, la clave es rotación de inventario + cobertura simple.
A corto plazo, la señal de “excedente de crudo” coexiste con escasez relativa en productos por sanciones y cuellos de botella. Eso ancla parte del crack de gasolina/diésel y ayuda a refinerías integradas (como Deer Park). Si OPEP+ efectivamente suma barriles en diciembre y la demanda invernal no sorprende al alza, el sesgo es a cracks normales/bajos hacia comienzos de 2026; si persisten disrupciones en flujos rusos o inventarios de productos no se reconstruyen, la compresión sería menor. En ambos casos, México debe comparar semanalmente margen neto de refinar vs. import parity en cada corredor logístico.
Golfo de EUA → Costa Este/Occidente de México. Si el Brent cae más rápido que RBOB/ULSD, mejora el refino propio; si RBOB/ULSD también ceden, sube la competitividad de la importación.
Maya/WTI/Brent. Descuentos de crudos pesados pueden apoyar corridas en refinerías con configuración adecuada; si el descuento se estrecha, se encarece la cesta.
Fletes y tiempos de tránsito. Menor disponibilidad de buques/product congestionado eleva costos logísticos y favorece producto doméstico temporalmente.
Sanciones y flotante asiático. Más barriles en flotante presionan al Brent; menor disponibilidad de diésel ruso sostiene cracks. Monitor crítico para Q1.
¿Un Brent bajo siempre abarata la gasolina en México? No necesariamente. Depende de bases regionales, fletes, logística interna y política fiscal. El crudo puede bajar y, aun así, el precio final moverse menos.
¿Deer Park “protege” contra subidas de importación? Ayuda: cuando el crack es sano y el crudo está débil, la refinería entrega barriles con buen margen relativo. Pero la mezcla óptima sigue comparando a diario con paridad de importación.
¿Qué pasará si OPEP+ suma barriles en diciembre? Si la demanda no responde, el crudo podría seguir presionado, lo que mejora refino por costo del feedstock; si los productos también caen, la ventaja se acorta.
¿Y las gasolinas de invierno? La estacionalidad puede sostener diésel/jet en el margen, pero no es garantía si el macro se enfría o si se normaliza la oferta de productos.
Todos los campos son obligatorios *
Escríbenos a
[email protected]
