Por qué Estados Unidos no ha construido una nueva refinería importante en décadas - y qué significa eso para los precios de los combustibles

La refinería a gran escala más nueva de Estados Unidos entró en operación en Garyville, Luisiana, en 1977. Marathon la inauguró con 200,000 barriles por día de destilación de crudo. Desde entonces se ha expandido a 617,000 barriles por día, lo que la convierte en la tercera refinería más grande del país. Ese solo dato dice casi todo sobre el último medio siglo de la refinación estadounidense: nadie ha roto tierra para una planta comparable desde el primer año de Jimmy Carter en la presidencia. Cada barril de capacidad adicional desde entonces ha provenido de acoplar más equipos a sitios que ya existían.

La gente escucha eso y asume que el país se está quedando sin capacidad de producción de combustibles. La historia real es más específica, y más útil de entender si usted compra gasolina o diésel.

La última planta greenfield, y las pequeñas que no cuentan

Cuando la EIA dice que no se ha construido ninguna refinería nueva desde 1977, se refiere a que no se ha construido ninguna refinería importante. Plantas pequeñas sí se construyen. La más nueva es la instalación de 45,000 barriles por día de Texas International Terminals en Galveston, que entró en operación en febrero de 2022. Antes de esa, otras pocas abrieron en Texas entre 2015 y 2019, en su mayoría en el rango de 25,000 a 105,000 barriles, además de una planta de asfalto de 1,700 barriles en California. Estas son operaciones de nicho. Procesan condensado o producen mezclas de productos limitadas. Ninguna es una Garyville, una Baytown o una Port Arthur, los complejos de más de 400,000 barriles que realmente mueven el balance nacional de combustibles.

Así que la afirmación precisa es esta: durante casi cincuenta años, la industria ha expandido sitios antiguos en lugar de construir nuevos. Y en los últimos años ha dejado de mantener el ritmo incluso de esa manera.

Por qué los números nunca cierran

Una refinería greenfield es una de las cosas más costosas que una empresa privada puede construir, y el retorno de la inversión es incierto por razones que no tienen nada que ver con la ingeniería. Las estimaciones de la industria sitúan el costo hundido de simplemente llegar al punto de romper tierra entre $500 millones y $1,000 millones, la mayor parte gastada en estudios ambientales, permisos y el litigio que invariablemente los sigue. Ese es dinero gastado antes de que se vierta una sola base de concreto, sin garantía de que el proyecto obtenga sus permisos.

Luego está el lastre del cumplimiento normativo sobre las plantas que ya operan. Según algunas estimaciones, aproximadamente una cuarta parte del gasto de capital en el sector de refinación se destina al cumplimiento de regulaciones ambientales. Son varios miles de millones de dólares al año que se van a mantener la capacidad existente en lugar de agregar capacidad nueva. Un CEO que decide dónde poner el próximo dólar ve una respuesta clara: mejorar lo que ya posee.

El disuasivo más profundo es la demanda. Una refinería es un activo de 40 años. Para justificar una, una junta directiva tiene que creer que la demanda de gasolina y diésel se mantendrá durante décadas. Entre los vehículos eléctricos, los estándares de eficiencia de combustible y los compromisos públicos de reducir el consumo de petróleo, esa es exactamente la creencia que la industria ya no tiene. No se hunden miles de millones en una planta cuyo producto principal se espera que el gobierno y el mercado reduzcan. Ese solo cálculo, más que cualquier permiso, es la razón por la que las mesas de dibujo siguen vacías.

La capacidad se ha mantenido mejor de lo que sugieren los titulares

Aquí está la parte que se pierde. A pesar de cero plantas importantes nuevas, la capacidad operativa total de refinación de EE. UU. no se ha derrumbado. Se situó en alrededor de 18.1 millones de barriles por día calendario en 2021 y todavía estaba cerca de 18.4 millones a principios de 2025, distribuida en 132 refinerías operativas. Las expansiones en los sitios sobrevivientes, Garyville entre ellos, compensaron en gran medida las plantas que cerraron.

Eso oculta una rotación real por debajo. Entre 2017 y 2022, nueve refinerías con una capacidad combinada de 1.2 millones de barriles por día fueron paralizadas o convertidas para producir combustibles renovables. Parte de eso fue reemplazado por la eliminación de cuellos de botella en otras partes. El sistema se mantuvo aproximadamente plano al operar las plantas restantes más intensamente y de manera más eficiente. Lo que la capacidad plana no puede hacer es absorber una nueva ola de cierres sin que el balance se ajuste, y esa ola ha llegado.

Los cierres que están ajustando el diésel

Dos grandes cierres enmarcan 2025. LyondellBasell cerró permanentemente su refinería de Houston, de aproximadamente 264,000 barriles por día, en el primer trimestre. Phillips 66 cerró su operación en el área de Los Ángeles, de unos 139,000 barriles por día, para fin de año. Juntos, solo esos dos sacaron alrededor de 400,000 barriles por día del sistema doméstico. California es el filo más afilado de esto: el estado sigue perdiendo capacidad de combustible convencional a medida que las plantas cierran por completo o se convierten.

La conversión es la mitad más silenciosa de la historia. La planta de Rodeo de Phillips 66 en California fue reacondicionada para producir diésel renovable en lugar del barril convencional completo. Ese cambio saca destilado de base cruda del mercado. Suena como un intercambio equivalente, más diésel es más diésel, pero el momento y los volúmenes no coinciden. La EIA ha señalado la reducción de la oferta de diésel renovable y biodiésel, tanto por menor producción como por menores importaciones, como una razón principal de que los inventarios de destilados se redujeran drásticamente en la primera mitad de 2025. Cuando el barril renovable se queda corto, los compradores vuelven al barril de petróleo, y ahora también se produce menos de eso.

Qué significa en la bomba y en la parada de camiones

La EIA espera que los inventarios totales de combustible para transporte, gasolina, destilados y jet combinados, caigan a unos 375 millones de barriles para fines de 2026, el nivel más bajo desde 2000. Se pronostica que los destilados específicamente terminen tanto 2025 como 2026 en mínimos de varios años, presionados por la fuerte demanda de exportación y la caída de la producción doméstica por estos cierres. Los biocombustibles ayudan en el margen, con una proyección de representar aproximadamente el 9 por ciento del consumo de destilados, frente al 5 por ciento en 2021, pero eso es un colchón, no un reemplazo.

Los inventarios bajos no significan automáticamente precios altos. Significan fragilidad. Cuando la oferta y la demanda están tan ajustadas, el sistema pierde su amortiguador de impactos. Un incendio en una refinería, una ola de frío que dispara la demanda de combustible para calefacción, un huracán en la Costa del Golfo, una parada no planificada en uno de los gigantes sobrevivientes, cualquiera de estos se traduce más rápido y con más fuerza en los precios del diésel y la gasolina de lo que lo habría hecho hace una década. El diésel es el que hay que vigilar, porque el transporte por camión, el ferrocarril, la agricultura y la construcción funcionan con él, y su precio se alimenta directamente del costo de todo lo que se mueve.

La ausencia de refinerías nuevas no es un escándalo ni una conspiración. Es una respuesta racional a una economía deficiente: costo inicial enorme, carga de cumplimiento normativo pesada y un producto que el mercado espera que se reduzca. Esa lógica mantuvo estable la flota durante años. Lo que ha cambiado es que los cierres y las conversiones ahora superan a las expansiones silenciosas que solían llenar el vacío. A las plantas que quedan se les pide que hagan más con menos margen de maniobra, y el precio del combustible reflejará cada vez más cuán poco espacio para el error queda.