Tamaño y participación del mercado de downstream de petróleo y gas de los Estados Unidos - Análisis de crecimiento y pronóstico (2026 - 2031)

Tendencias e información del mercado de downstream de petróleo y gas de los Estados Unidos

Creciente demanda de gasolina derivada del crecimiento sostenido de VMT

Las VMT de EE. UU. alcanzaron 3,26 billones de millas en 2023, un incremento interanual del 2,1%, y este impulso ancla la demanda de combustible de transporte de referencia incluso a medida que la penetración de los vehículos eléctricos se acelera. El cumplimiento de pedidos de comercio electrónico y la logística de última milla están elevando el consumo de diésel y gasolina a un ritmo que contrarresta el descenso más lento de los volúmenes de automóviles particulares. Los estados del Cinturón del Sol lideran con incrementos anuales de VMT superiores al 3%, impulsados por flujos de población y actividad de construcción. El Departamento de Transporte de EE. UU. proyecta que el kilometraje de vehículos comerciales crecerá al doble del ritmo del transporte de pasajeros hasta 2027, proporcionando a las refinerías una base de usuarios confiable para la producción de gasolina, diésel y combustible de aviación.^{(1)Departamento de Transporte de EE. UU., "Marco de Análisis de Carga Versión 5," transportation.gov} El perfil de demanda predecible facilita las decisiones de planificación de capacidad y sustenta el pronóstico de CAGR del 4,00% para el mercado de downstream de petróleo y gas de los Estados Unidos.

Modernización planificada de refinerías y adiciones de capacidad

Más de USD 15 mil millones en proyectos anunciados están renovando las plantas de EE. UU., y la Costa del Golfo absorbe la mayor parte. La expansión de Beaumont de ExxonMobil por USD 2 mil millones añade 250.000 barriles por día (b/d) de capacidad de procesamiento, mientras que la renovación de Pasadena de Chevron por USD 475 millones eleva la capacidad en un 15% y equipa el sitio para procesar crudos más pesados.^{(2)Exxon Mobil Corporation, "Hoja de datos sobre la expansión de la refinería de Beaumont," exxonmobil.com} La construcción de diésel renovable de Marathon Petroleum por USD 2,5 mil millones ejemplifica la doble vía de invertir tanto en líneas de combustible heredadas como en combustibles bajos en carbono. Los nuevos hidrocraqueadores y craqueadores catalíticos fluidizados aumentan los rendimientos de destilados intermedios, mejoran la eficiencia energética hasta en un 8% y preparan las plantas para el futuro ante los cambios en las mezclas de crudo. El ciclo de modernización amplía la base instalada que alimenta el mercado de downstream de petróleo y gas de los Estados Unidos, al tiempo que reduce gradualmente los costos operativos promedio.

Fuerte aumento de la demanda de materias primas petroquímicas

La demanda de etano aumentó un 9% en 2022, impulsada tanto por la producción de etileno doméstica como por la orientada a la exportación. Las refinerías están integrando unidades petroquímicas en sus operaciones existentes para aprovechar esta tendencia; la modernización de Baytown de ExxonMobil por USD 2 mil millones y las adiciones de etileno de Chevron Phillips Chemical capturan sinergias de escala y mejoran los márgenes de caja.^{(3)Chevron Phillips Chemical, "Descripción general del proyecto petroquímico de la Costa del Golfo de EE. UU.," cpchem.com} Los complejos integrados se benefician de servicios compartidos y menores costos de transporte, lo que les permite alternar entre combustibles y productos químicos según las señales del mercado. El propileno de grado petroquímico ha registrado primas del 15-25% sobre el suministro de grado de refinería, un incentivo que acelera la inversión en sistemas de recuperación de propileno. Estas dinámicas canalizan capital hacia modelos integrados de energía y productos químicos que estabilizan las ganancias a lo largo de los ciclos de demanda.

Expansión de proyectos de diésel renovable y SAF

Diamond Green Diesel destinó USD 315 millones para reconvertir Port Arthur para la producción de combustible de aviación sostenible (SAF), y USA BioEnergy tiene previsto invertir USD 2,8 mil millones en un complejo de SAF en Texas.^{(4)Valero Energy Corporation, "Presentación para inversores de Diamond Green Diesel, febrero de 2025," valero.com} Shell redirigió USD 1,5 mil millones para convertir su sitio de Convent en un centro de diésel renovable de 340.000 b/d, lo que señala un cambio estratégico decisivo. El Estándar de Combustible Renovable y el Estándar de Combustible de Baja Emisión de Carbono de California sostienen los márgenes a través de créditos RIN y primas de créditos de carbono. La conversión de Rodeo de Phillips 66 elimina 120.000 b/d de capacidad de gasolina, pero instala un volumen equivalente de diésel renovable, lo que ilustra el reequilibrio de la cartera hacia la producción baja en carbono. Estos proyectos amplían la gama de productos disponibles para el mercado de downstream de petróleo y gas de los Estados Unidos y abren canales de exportación de alto valor a regiones con mandatos de SAF.

Aceleración de la adopción de vehículos eléctricos que reduce la demanda de gasolina

Las ventas de vehículos eléctricos (VE) superaron 1,4 millones de unidades en 2023, representando el 9,1% del total de matrículas de vehículos ligeros en EE. UU. California lidera con una participación del 25%, mientras que Washington y Oregón representan más del 15%, creando caídas localizadas en la demanda de gasolina. El despliegue de la red nacional de carga de USD 7,5 mil millones en virtud de la Ley de Inversión en Infraestructura y Empleos comprime los plazos de adopción, y los créditos de compra vigentes hasta 2032 mantienen alto el interés de los consumidores. Los operadores de flotas en corredores urbanos densos están electrificando furgonetas y camiones de reparto para capturar ahorros en el ciclo de vida, reduciendo la demanda de diésel en rutas específicas.

Costos de cumplimiento de descarbonización federales y estatales

El sistema de límite máximo e intercambio de California y la Iniciativa Regional de Gases de Efecto Invernadero del noreste imponen costos de carbono de USD 20-30 por tonelada métrica, añadiendo 3-5 centavos por galón a los gastos operativos de las refinerías. Las revisiones de las normas de efluentes de la EPA requerirán modernizaciones de USD 200 millones en las instalaciones grandes, mientras que las restricciones de estrés hídrico en Texas y California elevan los cargos por servicios. Los desembolsos anuales de cumplimiento de entre USD 50-100 millones por planta erosionan los márgenes e influyen en las decisiones de cierre o conversión, en particular en los sitios más pequeños de la Costa Oeste.

*Nuestras previsiones actualizadas tratan los impactos de los impulsores y las restricciones como direccionales, no aditivos. Las previsiones de impacto revisadas reflejan el crecimiento base, los efectos de mezcla y las interacciones entre variables.

Análisis de segmentos

Por tipo: La creciente integración petroquímica fortalece las ganancias

Las plantas clasificadas como refinerías generaron el 56,75% de los ingresos de 2025 dentro del mercado de downstream de petróleo y gas de los Estados Unidos, pero se espera que las instalaciones petroquímicas avancen a una CAGR del 4,12% hasta 2031, el ritmo más rápido entre los tipos de activos. La inversión de ExxonMobil de USD 2 mil millones en Baytown subraya la migración estratégica hacia huellas integradas que comparten servicios, reducen los costos de transporte de materias primas y desbloquean flujos químicos de alto margen.

Los complejos integrados pueden desviar nafta, butano y etano hacia la producción de etileno o propileno cuando los márgenes de craqueo se reducen, amortiguando el flujo de caja. Los datos históricos indican que se esperaba que las plantas petroquímicas crecieran a una tasa del 2,8% anual entre 2019 y 2024; la aceleración al 4,12% se atribuye a las ventajas de los líquidos de gas natural de América del Norte y la expansión de las exportaciones hacia Asia. Las refinerías independientes deben decidir si persiguen mejoras similares o arriesgan comprimir la rentabilidad en modelos exclusivos de combustible. El cambio refuerza la competitividad a largo plazo de los operadores diversificados y mejora la profundidad del mercado de downstream de petróleo y gas de los Estados Unidos.

Nota: Las participaciones de segmento de todos los segmentos individuales están disponibles al adquirir el informe

Por tipo de producto: Los productos químicos obtienen márgenes premium

Los productos petroleros refinados representaron el 54,05% de los ingresos totales en 2025; sin embargo, se proyecta que los petroquímicos crezcan a una CAGR del 4,25% de 2026 a 2031, superando a los combustibles. El etileno, el propileno y el benceno derivados de los flujos de refinería se negocian con primas del 15-25% sobre los equivalentes de grado combustible, lo que otorga a los sitios integrados una ventaja defendible. En contraste, las ganancias de destilados intermedios rastrean cada vez más el precio de los créditos de diésel renovable, lo que introduce volatilidad.

Los lubricantes tradicionales mantienen una base de clientes estable en equipos industriales, incluso cuando los sintéticos ganan popularidad, respaldando un subsegmento de USD 15 mil millones que genera un flujo de caja predecible. El diésel renovable y el SAF, aunque aún representan una fracción de la producción total, ahora obtienen créditos RIN y LCFS que reducen la brecha de costos con el combustible de aviación y el diésel de grado petrolero. Un creciente énfasis en el «margen por barril» en lugar del volumen está dando forma a las decisiones de inversión y operación en todo el mercado de downstream de petróleo y gas de los Estados Unidos.

Por canal de distribución: Los puntos de venta minoristas se reinventan para la electrificación

Los canales directos y mayoristas mantuvieron una participación del 51,05% de los ingresos en 2025, lograda a través de contratos a largo plazo con distribuidores, flotas y usuarios finales industriales. Su escala permite a las refinerías capturar un margen significativo en el downstream, pero se prevé que los puntos de venta minoristas, que comprenden tanto estaciones de servicio de marca como sin marca, expandan sus ingresos a una CAGR del 4,45% hasta 2031.

Quedan aproximadamente 145.000 estaciones minoristas, frente a más de 150.000 hace una década, aunque los sitios supervivientes registran mayores volúmenes por tienda y servicios diferenciados. Shell y BP están instalando cargadores rápidos junto a los surtidores de gasolina, monetizando el tiempo de permanencia a través del comercio minorista de conveniencia y los servicios de mantenimiento. La capacidad del segmento minorista para atender tanto a clientes de combustión como de vehículos eléctricos lo posiciona como un motor de crecimiento dentro del mercado de downstream de petróleo y gas de los Estados Unidos e ilustra cómo la infraestructura downstream se adapta a un futuro energético mixto.

Nota: Las participaciones de segmento de todos los segmentos individuales están disponibles al adquirir el informe

Análisis geográfico

Las instalaciones de la Costa del Golfo representaron aproximadamente el 49,60% de la capacidad nacional en 2025, beneficiándose del acceso al crudo de esquisto onshore, las importaciones offshore y los líquidos de gas natural adecuados para la petroquímica. Los complejos integrados de refinación-petroquímica en Texas y Luisiana generan economías de alcance, reforzando el papel central de la región en el mercado de downstream de petróleo y gas de los Estados Unidos. Las refinerías de esta región también capturan primas de exportación al enviar diésel y gasolina a América Latina y Europa a través de puertos de aguas profundas.

Los sitios de la Costa Oeste enfrentan elevados costos de cumplimiento, suministro local de crudo restringido y normas de calidad del aire más estrictas. El cierre planificado de Benicia de Valero y la conversión de Rodeo de Phillips 66 eliminarán una capacidad considerable de procesamiento de petróleo, aunque añadirán producción de diésel renovable y SAF que captura créditos LCFS y del sistema de límite máximo e intercambio de California. Si bien estos cambios reducen el volumen tradicional, diversifican los flujos de ingresos.

Las refinerías del Medio Oeste actúan como proveedores de equilibrio, balanceando las importaciones de la Costa del Golfo con la demanda en la región del Medio Continente. La conectividad de tuberías con Cushing y Chicago garantiza un suministro estable de crudo y una evacuación eficiente de productos. Las instalaciones de la Costa Este dependen cada vez más de las importaciones de productos transportados por vía marítima debido a la capacidad local limitada, mientras que las plantas de las Montañas Rocosas operan como minisistemas aislados con poder de fijación de precios regional.

En general, se espera que los ingresos regionales aumenten a una CAGR del 3,66% hasta 2031, impulsados por las expansiones de la Costa del Golfo y moderados por las conversiones de la Costa Oeste.