Los analistas y los observadores casuales de los mercados del petróleo se basan en un número muy simple para determinar la fuerza de los productos refinados del petróleo en relación con el barril de crudo: el 3:2:1.
Hay modelos mucho más complejos, pero la belleza del 3:2:1 es que cualquiera puede calcularlo. Tome el precio de los futuros del Brent o del West Texas Intermediate (WTI) y multiplíquelo por tres. A continuación, tome el precio de la gasolina reformulada para la mezcla de oxigenados (RBOB), un producto intermedio utilizado para producir la gasolina terminada, multiplique el precio de centavos por galón por 42 para obtener dólares por barril, y luego haga lo mismo con un barril de diésel de ultra bajo azufre. Sume los precios del RBOB y del diésel, reste el precio del crudo y tendrá su número 3:2:1.
En 2019, el último año completo antes de la pandemia, el 3:2:1 para el WTI promedió 18,63 dólares por barril, según los datos de las liquidaciones diarias de la bolsa de materias primas CME Group Inc. Durante el mercado de la pandemia de 2020 cayó regularmente por debajo de los 10 dólares el barril. A principios de este año, se situaba en torno a los 20 dólares el barril.
En los últimos días, el WTI ha rondado justo por debajo de los 60 dólares el barril, y los operadores sacuden la cabeza porque admiten que nunca han visto algo así. El crudo ha subido, pero productos como el diésel han subido mucho más.
Los mercados del petróleo están empezando a aceptar que, si bien el corte de una cantidad desconocida de crudo ruso de los mercados es claramente un factor en el aumento de los precios del petróleo, los mercados también están siendo golpeados por la presión alcista de varios años de cierres de refinerías, especialmente en los EE.UU. Combine eso con la desaceleración inducida por la pandemia en las nuevas refinerías que se están construyendo en otras partes del mundo y usted tiene un apretón en los productos de refinación que es claramente visible en ese margen de 3:2:1 llamativo. Los modelos más complejos de rendimiento del refinado también se encuentran en niveles no vistos desde hace años, si es que alguna vez lo han estado.
Y esto se produce cuando los altos precios no parecen tener todavía un impacto significativo en la demanda. El producto suministrado, un proxy para la demanda de Estados Unidos en los datos suministrados por la Administración de Información de Energía, fue alrededor de 900,000 barriles por día menos que la primera semana de junio de 2019, pero también es el segundo nivel más alto de la historia. Y GasBuddy, un servicio que proporciona información sobre el precio de la gasolina al por menor y la demanda, tuiteó el domingo que la demanda de gasolina del fin de semana seguía sin mostrar signos de desaceleración.
Y eso es parte del problema: la pérdida de capacidad de refinado durante la pandemia, tanto la antigua como la nueva, combinada con una demanda de productos refinados que ha subido más y más rápido de lo que casi nadie creía posible.
El economista especializado en energía Philip Verleger, en su último informe semanal, resumió la cuestión con este titular: “¡Es el refinado, estúpido!”
Dado que los productos petrolíferos pueden embarcarse y trasladarse miles de kilómetros, todos los consumidores se ven afectados por el mercado mundial del refinado. Un consumidor estadounidense se beneficia de un barril de nueva capacidad de refinado construido en el sudeste asiático. Y como muestra el último informe estadístico de BP, el mundo ha estado añadiendo capacidad de refinado a un ritmo constante, aumentando a 101,9 millones de barriles por día en 2020 desde los 93,8 millones de barriles por día en 2010.
Cabe destacar que el aumento de 2019 a 2020 fue pequeño, apenas 200.000 barriles diarios. Hubo otros años durante ese lapso en los que el salto anual fue de más de 1 millón de barriles diarios. (Los datos llegan hasta 2020).
Hemos perdido capacidad de refinado
Pero como dijo Charles Kemp, vicepresidente de la consultora de refinerías Baker & O’Brien, no todas las ampliaciones de refinerías son iguales.
Al analizar la pérdida de capacidad de refinado en Estados Unidos en los últimos años, Kemp dijo a FreightWaves en una entrevista telefónica que “un factor que no se ha tenido en cuenta es que sí, hemos perdido algo de capacidad de refinado. Podríamos haber perdido algo de capacidad de refinado simple sin una escasez significativa de combustible. Pero también hemos perdido capacidad de conversión compleja”.
No todas las refinerías son iguales. Hay refinerías que se limitan a cocer el crudo en una unidad de destilación de crudo -el bloque de construcción más básico de una refinería- con un rendimiento de productos que en su mayoría se consideran productos intermedios que requieren un procesamiento posterior es necesario para hacer un producto como la gasolina. Estas refinerías se conocen a menudo en la industria como “teteras”.
Y luego hay complejos de refinado gigantes con una enorme cantidad de lo que se conoce como unidades de conversión. Tienen unidades como los craqueadores de gatos y los coquizadores que pueden exprimir un alto porcentaje de productos deseados, como la gasolina o el diésel, de esas unidades. Como dijo hace años un ejecutivo de refino sobre la refinería de su empresa: “Podríamos tirar zapatos viejos en esa cosa y sacar gasolina”.
Con la reciente pérdida de refinerías en el mundo y la rápida recuperación de la demanda de petróleo tras la pandemia, dijo Kemp, “nos falta capacidad de conversión en este hemisferio”.
Y aunque el mercado de productos refinados es global, eso significa que, aunque las nuevas refinerías o las ampliaciones de capacidad en otras partes del mundo pueden suministrar productos directamente a EE.UU. o, al menos, desplazar otros suministros que luego pueden dirigirse a EE.UU., los costos de los fletes y otros costos logísticos entran en juego.
Andrew Lipow, consultor independiente en materia de refinado y mercados, señaló una larga lista de proyectos de refinado no estadounidenses que se han desbaratado, lo que se suma a la reducción de la capacidad de refinado que tiene su origen en la pérdida de plantas en Estados Unidos.
Lipow los enumeró: una refinería de casi 700.000 barriles diarios en Kuwait que probablemente comience a funcionar este verano, mucho después de su fecha inicial de inicio; una refinería de al menos 200.000 barriles diarios en Omán; y una nueva refinería de 300.000 barriles diarios en Malasia que se inauguró hace unos años pero que ha sufrido explosiones que la han mantenido fuera de servicio durante meses.
Mientras tanto, en Estados Unidos se estaba produciendo una contracción de la capacidad tras años de ampliaciones. Ese crecimiento de la capacidad no se produjo mediante la construcción de nuevas refinerías completas -eso no ocurría desde la década de 1970-, sino a través de varias otras acciones expuestas por Lipow.
Las cifras clave que hay que conocer: Según el Departamento de Energía (DOE), la capacidad de refinado de Estados Unidos a principios de 2010 era de unos 17,7 millones de barriles diarios. Diez años después, había pasado a algo menos de 20 millones de barriles diarios. Pero en el informe semanal más reciente, la Administración de Información Energética (EIA) del DOE situó la capacidad estadounidense en 17,9 millones de barriles diarios, casi al nivel que tenía a principios de 2010. El consumo estadounidense durante ese periodo subió a unos 20,5 millones de barriles diarios desde unos 18,6 millones.
El movimiento al alza sin la construcción de nuevas refinerías es lo que Lipow denominó “capacity creep”. Y a pesar de esas cifras decrecientes de la EIA, dijo que “sigue existiendo”.
“Hay pequeñas cantidades, 5.000 barriles por día aquí, 10.000 allí”, dijo Lipow, ya que los ingenieros de las refinerías encuentran nuevas formas de exprimir los productos de sus insumos.
Pero las tendencias más amplias han compensado esto. Por ejemplo, Lipow señaló que cuando Estados Unidos empezó a producir cantidades cada vez mayores de petróleo ligero procedente de formaciones de esquisto, el problema era que el sector del refinado estadounidense no estaba preparado para procesar esa calidad de petróleo. Lipow dijo que la solución a eso fue la construcción de un tipo de instalación de procesamiento llamada “splitter”, que no es una refinería completa pero puede tomar petróleo extremadamente ligero y hacer varios productos refinados a partir de él.
“Pero llegó diciembre de 2015 y se levantó la prohibición de exportar crudo de Estados Unidos”, dijo Lipow. “Así que ya no había necesidad de construir capacidad. El exceso de crudo podía llegar al mercado mundial”.
Hubo interrupciones menos sutiles en la capacidad de refinación de Estados Unidos, como la explosión de la refinería Philadelphia Energy Solutions (PES) y la posterior decisión de no reconstruir esa planta, la mayor de la Costa Este.
Sin embargo, Lipow considera que la decisión de PES de no reconstruir se debe en parte a decisiones empresariales que concluyen que el futuro del refinado no es brillante. (O, como señaló, esta es la edad de oro del refinado. Y si dura dos años, son dos de 40).
“Como refinería, ¿estás dispuesto a invertir cientos de millones de dólares en gastos de capital para prolongar la vida de la refinería de 30 a 40 años en un entorno en el que la demanda de combustibles fósiles se ha estancado y se han promulgado políticas gubernamentales y estatales para reducir la demanda?”. dijo Lipow, exponiendo el dilema al que se enfrentan los gestores de las refinerías cuando miran al futuro.
Añadió que ese tipo de consideración fue un factor importante en varios de los cierres de refinerías en Estados Unidos: una refinería de Shell en Martínez, California; una refinería Phillips 66 (NYSE: PSX) también cerca de la zona de la Bahía de San Francisco; y una refinería más pequeña en Cheyenne, Wyoming, cerrada por Holly Frontier (NYSE: HFC). En los tres casos, los emplazamientos se convirtieron en instalaciones de diésel renovable. Pero la producción total es mucho menor que el tamaño de las unidades de crudo que se están cerrando.
Y no ha terminado. LyondellBasell Industries dijo en abril que iba a cerrar su refinería de Houston a finales de 2023 después de haber intentado venderla sin éxito. Las ventas de refinerías suelen ser frecuentes y si el mercado para ellas es débil, el precio suele bajar hasta un nivel en el que aparece un comprador. El hecho de que una empresa diga que toma la opción del cierre porque simplemente no puede encontrar un comprador coincide con gran parte de lo que dijo Lipow.
John Mayes, vicepresidente de análisis de la industria y estudios especiales de la consultora de refinerías Turner Mason & Co., se mostró algo menos pesimista sobre el futuro de las ampliaciones de refinerías a nivel mundial, aunque fue inequívoco al afirmar que probablemente sea imposible obtener un permiso para una nueva refinería estadounidense.
“Las que se iniciaron se construirán”, dijo Mayes. Pero el aplazamiento de nuevos proyectos durante la pandemia significa que muchos de ellos no se construirán en los próximos cinco años.
La línea de nueva capacidad que bajó cuando empezó la pandemia, dijo Mayes, “empezará a subir de nuevo”. Y en un momento dado, dijo, la industria volverá a su “patrón consistente de construcción excesiva y luego de construcción insuficiente”. Con COVID, nos adentramos definitivamente en un entorno en el que se construye poco”.
Mayes también dijo que los fuertes márgenes de refino que el mercado ve ahora durarán unos años, “y eso estimulará la sobreconstrucción”.