TNS LATAM
Si bien entre 2003 y 2013 el consumo de combustibles en América Latina repuntó un 30% impulsado por el crecimiento económico y los subsidios al consumo en países como Venezuela, Ecuador y Argentina, la capacidad de refinación cayó 2,5%. "El beneficio de invertir en refinación es menor al de invertir en producción de crudo porque los márgenes son más estrechos", dice Ramón Espinasa, especialista líder en Petróleo y Gas de la División de Energía del BID, en Washington. "Por eso, en tiempos de restricciones presupuestarias, gobiernos y compañías petroleras estatales prefieren dejar de lado la construcción o ampliación de refinadoras, que son muy intensivas en capital". El resultado de esa tendencia es que el déficit de América Latina en derivados de petróleo pasó de menos de 800.000 barriles por día (b/d) en 2003 a casi 2 millones de barriles por día (Mb/d) en 2013, según un informe de Inter-American Dialogue. Para cubrir ese déficit, la región viene recurriendo a mayores importaciones, sobre todo desde EE.UU., que a contramano de América Latina ha logrado aumentar en 1Mb/d su capacidad de refinación en los últimos años. Solo en 2014, las importaciones de gasolina, diésel y otros productos desde EE.UU. ascendieron a 1,9Mb/d, cinco veces más que en 2004.
En los últimos dos años, la desaceleración del crecimiento económico y de los niveles de consumo en la región frenó la carrera al alza que venían registrando las importaciones de combustibles desde comienzos de la década pasada. Además de ese factor coyuntural, en los últimos meses se han puesto en marcha proyectos de refinería que agregaron unos 300.000b/d de nueva capacidad. A eso se suma que en Colombia, Brasil, México, Ecuador y Perú hay obras en ejecución o próximas a iniciarse. No obstante, esas iniciativas tienen un contrapeso poderoso: buena parte de las refinerías en operaciones de la región sufren por la falta de inversión en mantenimiento y modernización, lo que está reduciendo en forma drástica sus niveles de eficiencia y su capacidad de refinación.
En este informe describiremos el estado de las refinerías en América Latina y los proyectos para incrementar la capacidad, cuál es el potencial de esas obras y qué dificultades encuentran para su puesta en marcha. Además, analizaremos el impacto que tendrán esas iniciativas en los niveles de refinación y en la necesidad de importación de combustibles de la región en los próximos años.
Colombia: El efecto dominó de Reficar Colombia duplicó su producción de petróleo crudo en los últimos 10 años y se convirtió en el cuarto mayor productor latinoamericano. Sin embargo, esa historia de éxito aún no se ve reflejada en su oferta de combustibles. La capacidad insuficiente y la baja eficiencia de sus plantas refinadoras continúan impidiéndole al país obtener mayores réditos de sus prolíficos campos de los Llanos Orientales y el Magdalena Medio. Esos déficits, en un marco de rápido crecimiento de la demanda de combustible en los últimos años, sobre todo de diésel, impulsaron las importaciones. Según datos de la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), presentados en un reciente estudio de la Contraloría General de la República (CGR), entre 2010 y 2015 el país importó 31,09 millones de barriles (Mb) de gasolina; 119,76Mb de diésel y 2,78Mb de barriles de combustible para aviones. Cuando la tendencia al alza del consumo interno comenzó a tomar fuerza a partir de mediados de la década pasada, el gobierno de Álvaro Uribe puso en marcha el ambicioso proyecto de modernización y expansión de Refinería de Cartagena (Reficar). Dotada de la tecnología más moderna en América Latina, esa obra quedó concluida en octubre pasado. La modernización promete incrementar el factor de conversión -la capacidad de generar productos ligeros a partir del petróleo crudo - desde el rango del 70% al 76% registrado en los últimos diez años hasta el 95-97%. Con eso, los niveles de procesamiento de Reficar -controlada por la estatal Ecopetrol- alcanzarán para fines de este año los 165.000b/d, más del doble que los 80.000b/d que procesaba la refinería antes de la expansión. La modernización de Reficar permitirá que la capacidad total de refinación instalada de Colombia alcance los 420.000b/d, lo que supone un aumento del 25,4%. Con ese incremento, el objetivo del Gobierno colombiano es que las importaciones mensuales se reduzcan en 1,1Mb (600.000 barriles de diésel; 400.000, de gasolina; y 140.000, de combustible de avión).
Sin embargo, el proyecto sigue envuelto en la polémica y ya ha disparado efectos negativos sobre otras obras de ampliación de envergadura. Al igual que lo sucedido en otras iniciativas de este tipo en la región, la ejecución registró un altísimo sobrecosto, a lo que se sumó el retraso de tres años en el inicio de la operación. En enero pasado, la Contraloría General señaló que el presupuesto de modernización de Reficar había pasado de U$S3.993 millones en 2009 a U$S8.016 millones en septiembre de 2015. Durante la ejecución del proyecto, se firmaron 2.460 contratos, de los cuales el 18% presentó sobrecostos superiores al 100%. Eso llevó a un ratio de costos de U$S94.294 por barril, tres veces más que el registrado en la expansión de refinerías como la de Port Arthur, en Texas, la más grande de EE.UU.
Ante eso, en marzo la petrolera estatal Ecopetrol -que financió más del 60% de la obra- solicitó a la Cámara de Comercio Internacional que arbitre una disputa con la estadounidense Chicago Bridge & Iron Company (CB&I), la firma a cargo de la ingeniería, procura y construcción. Ecopetrol exige, al menos, U$S2.000 millones en compensación por los sobrecostos y retrasos. El desenlace de esta disputa será clave para el futuro de Reficar. Debido a su elevado endeudamiento, la refinería deberá pagar solo en intereses US$1.128 millones, con lo que en los próximos años buena parte de las utilidades de la refinería se destinará a pagar estos créditos. La situación es todavía más grave si se tiene en cuenta que hubo un desplome de la rentabilidad calculada: mientras en 2007 la estimación era del 24%, a comienzos de este año ya había caído al 4,3%, por debajo del costo de la deuda de 5,5% que debe pagar Ecopetrol. Los malos antecedentes de Reficar, sumado a la caída de los precios del petróleo, terminaron por afectar a la proyectada modernización de Barrancabermeja, la refinería más grande de Colombia que procesa cerca del 60% de los combustibles que se consumen en el país. El objetivo era pasar a procesar crudos pesados que se extraen en los nuevos campos de Los Llanos, como Campo Rubiales, y llevar el factor de conversión del 75% actual al 96% para que sumado a la entrada en operaciones de Reficar, Ecopetrol pueda satisfacer la totalidad de la demanda de diésel del país. Sin embargo, el plan de modernización de Barrancabermeja, que debía arrancar a mediados de 2014, fue aplazado de manera indefinida.
"Reficar tuvo sobrecostos superiores a los U$S4.000 millones, un monto similar al presupuesto que tenía Ecopetrol para la modernización de Barrancabermeja", señala Juan Carlos Rodríguez Esparza, director ejecutivo de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleo (Acipet), en Bogotá. "Hoy, Ecopetrol no tiene ese presupuesto". La petrolera estatal, que registró una pérdida neta de U$S1.300 millones el año pasado frente a una utilidad de U$S1.550 millones alcanzada en 2014, anunció que invertirá U$S4.800 millones durante este año, un 26% menos que en 2015.
El problema es que Colombia necesita apurar las inversiones en refinación. Según los expertos, sin nuevas inversiones Barrancabermeja quedaría obsoleta en menos de una década al no cumplir con los estándares requeridos. Además, la refinería debería seguir procesando en su gran mayoría crudos livianos, cuya producción en Colombia viene en caída. En cambio, los crudos pesados ya responden por más del 50% de la producción de petróleo y todo indica que esa proporción seguirá creciendo en los próximos años debido a que gran parte de las áreas que asignó la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) corresponde a ese tipo de crudo. La imposibilidad de procesar crudos pesados afecta tanto la capacidad de carga de la refinería como su rentabilidad. Sin la modernización de Barrancabermeja, la ampliación de Reficar no será suficiente para abastecer al mercado interno. De acuerdo con las cifras de oferta y demanda de la UPME, para la gasolina se contaría con superávits de capacidad de refinación hasta 2019, mientras que la de diésel seguiría siendo negativa incluso este año. Pero ese no sería el único escenario riesgoso para el corto plazo.
"Hubo una mala planificación: la refinería de Cartagena se modernizó de tal forma que no vamos a tener hidrocarburos para llenarla", explica Rodríguez Esparza. "Si no encontramos hidrocarburos en el corto plazo -las reservas económicamente viables alcanzarían para cinco años de producción- vamos a tener que importar crudo para abastecer a nuestras refinerías en los próximos años".
La recesión económica y la caída de la demanda llevaron a que Brasil recuperara durante el año pasado la llamada "autosuficiencia volumétrica" de petróleo, un término utilizado porPetrobras para comparar la producción de petróleo con el consumo de derivados. Mientras entre enero y noviembre de 2015 la producción de crudo alcanzó en promedio los 2.578Mb/d, el consumo de derivados fue de 2.224Mb/d, caída del 7,7% con relación al mismo período del año anterior. Sin embargo, las limitaciones que sufre el parque de refinación en Brasil hacen que la producción local de combustible continúe por debajo de la demanda. De hecho, la producción brasileña de derivados del petróleo cayó 6,3% en 2015 frente al año anterior, el primer descenso desde 2008.
Todo indica que esa brecha se mantendrá en los próximos años. El ajuste presupuestario vigente en el país, por un lado, y el estallido de escándalos de corrupción en la construcción de refinerías, por el otro, mantienen frenadas las obras. A comienzos de 2015, Petrobras anunció la suspensión de la construcción de las refinerías Premium I (en el estado de Maranhão) y Premium II (en el estado de Ceará) debido a la debilidad financiera de la petrolera, la falta de socios privados interesados en invertir en estos proyectos y la caída de las expectativas de crecimiento en el mercado de combustibles. Solo Premium I requiere inversiones por U$S19.000 millones. La decisión de suspender esas obras no es menor. Con 600.000b/d de petróleo y derivados, la refinería Premium I iba a convertirse en la más grande de América Latina. En tanto, la refinería Premium II iba a alcanzar los 300.000b/d. Con esas obras, Brasil apuntaba a incrementar en cerca del 50% la capacidad de procesamiento de crudo. Entre las opciones para reactivar esas obras figura que inversionistas chinos se hagan cargo de la construcción. Sin embargo, esas alternativas deberán esperar mientras no haya una salida definitiva a la crisis institucional y económica que sufre el país.
"Al igual que lo que sucede en otros países de la región, el problema en Brasil es que la entidad dispuesta a invertir en refinería es la compañía estatal de petróleo, y el capital que tiene prefiere invertirlo en el upstream porque eso le otorga ingresos en un contexto de bajos precios", acota Jorge Piñón, director del programa de Energía para América Latina y el Caribe de la Universidad de Austin, en Texas. A las suspensiones se suman los retrasos en el proyecto Abreu e Lima (RNEST), la primera refinería nueva que está en construcción en Brasil desde 1980. Petrobras y Petróleos de Venezuela (PDVSA) anunciaron en 2005 el inicio de esa obra, pero durante años permaneció sin avances por diferencias entre los socios hasta que la compañía venezolana optó por desvincularse. Si bien Petrobras decidió continuar el proyecto por su cuenta, la obra quedó enfrascada en el escándalo de corrupción denominado Operación Lava Jato. Las investigaciones judiciales buscan probar que ejecutivos de Petrobras aceptaron sobornos a cambio de contratos lucrativos para construir el complejo. Entre los consorcios participantes en la construcción de la refinería figuran Camargo Corrêa-CNEC Engenharia, Conest-UHDT (Odebrecht y Construtora OAS) y RNEST-Conest (Odebrecht Plantas Industriais e Participações S.A. y Construtora OAS Ltda). El presupuesto para la construcción de la refinería comenzó con un valor de US$2.400 millones y las estimaciones más recientes de Petrobras indican que el total rondará los US$18.900 millones. De todos modos, analistas anticipan que el costo final de la obra retomada a comienzos de año será aún mayor debido a las demoras -originalmente estaba fijada su conclusión para 2010 y ahora se estima que lo estará en 2019- y a la depreciación de su patrimonio. El emprendimiento estaba valorado en 72.400 millones de reales y las previsiones de la compañía indican que ese valor descendió a 63.300 millones de reales en 2015. La primera fase de la refinería fue inaugurada a fines de 2014; pero, desde entonces, las obras fueron paralizadas con el inicio de las investigaciones judiciales y en medio de una disputa financiera entre Petrobras y la constructora local Alumni, cuyo contrato para construir la unidad fue posteriormente cancelado. Por eso, si bien la refinería podrá procesar 230.000b/d una vez concluida, actualmente solo produce unos 100.000b/d.
Otra de los proyectos frenados es la refinería Comperj. En 2015 fue suspendida su construcción luego de que las empresas de ingeniería Iesa y Queiroz Galvão también fueran acusadas de corrupción. El inicio de la operación del proyecto, que ha sufrido reiterados retrasos y cuyos costos se han disparado, debió ser postergado por lo menos hasta 2023 mientras Petrobras continúa buscando un socio para financiar su ejecución. Si las obras en Comperj no concluyen en ese plazo, las importaciones de derivados de petróleo podrían cuadruplicarse en 2030, según estimaciones de la Agencia Nacional de Petróleo (ANP). "En materia de refinación, Brasil sufre problemas comunes a otros países de la región, pero allí se agravan todavía más debido a los problemas políticos, de gestión y de corrupción", dice Piñón.
Venezuela y la necesidad de importar A pesar de ser uno de los poseedores de las mayores reservas de crudo del planeta, Venezuela comenzó hace dos años a importar petróleo tras décadas de falta de inversión en su capacidad de refinación. El factor principal que terminó por exponer este déficit es la contracción que registra la producción de crudo ligero. Este tipo de crudo es clave para mezclar con los crudos pesados y extrapesados provenientes de la Faja Petrolífera del Orinoco a fin de poder transportarlos y procesarlos en refinerías convencionales.
Ante la escasez de crudos livianos propios, Venezuela está apelando a las importaciones. En 2015, PDVSA importó crudo ligero desde Angola, Nigeria y Rusia. A eso se sumó en enero pasado la importación de un cargamento de 550.000 barriles desde EE.UU. para diluir crudos pesados en la refinería de Curaçao que opera la petrolera estatal. Si bien cuando se iniciaron las importaciones a fines de 2014, PDVSA señaló que serían ocasionales, esa tendencia se mantiene.
La necesidad de importar crudos livianos para mezclar es también resultado de los déficits en el área de refinación. Durante años, Venezuela utilizó a los mejoradores -unidades similares a las refinadoras, pero de menor complejidad- para procesar crudo pesado. No obstante, los nuevos mejoradores -que según un plan anunciado por el Gobierno venezolano en 2010 iban a ser puestos en marcha en 2016- sufren retrasos significativos. A eso se suma que los mejoradores en funciones están operando con un porcentaje bajo de su capacidad debido a la falta de mantenimiento y operación deficiente.
La de crudos livianos no es la única importación a la que debe recurrir PDVSA por sus deficiencias en refinación. Durante años, la petrolera usó su propia nafta -más cara que el petróleo liviano- como diluyente del crudo pesado durante la fase de producción temprana. Sin embargo, desde 2012, a partir de la explosión de la principal refinería del país, Amuay, debió a recurrir también a importaciones de nafta. La refinería Cardón, cercana a Amuay, es una de las principales productoras de nafta pesada del país, pero sufre reiteradas paradas imprevistas y buena parte de sus instalaciones ya están obsoletas. "Venezuela tiene capacidad de manufactura de gasolina del orden de los 400.000b/d y el mercado interno no llega a 300.000b/d", dice Javier Larrañaga, consultor ejecutivo del Centro de Orientación en Energía (Coener), en Caracas. "Sin embargo, está importando entre 80.000b/d y 100.000b/d, lo que da una idea del estado de deterioro de las refinerías y particularmente de las unidades que procesan gasolina".
En ese marco de severas dificultades, en los últimos años el gobierno del presidente Nicolás Maduro anunció varios proyectos para ampliar la capacidad de refinación, pero las obras no registran avances concretos. La principal iniciativa anunciada es la modernización y expansión de la refinería El Palito, que con un presupuesto de U$S5.000 millones de inversiones tiene previsto duplicar su capacidad para pasar a procesar 280.000b/d para 2017. "Está la ingeniería terminada, pero no hay nada de avance físico en construcción", indica Larrañaga. Los otros proyectos corren la misma suerte. Uno de ellos es la ampliación de la refinería Puerto La Cruz. "Es un proyecto que originalmente era de menos de U$S3.000 millones de inversión y ya llevan desembolsado U$S7.000 millones, y la obra ni siquiera llega al 50% de avance", dice Larrañaga. "Ese proyecto, que debió haberse terminado en 2010, se postergó al 2012, después al 2014 y ahora no tiene fecha de conclusión".
Otra de las iniciativas es la refinería Cabruta, situada en la Faja Petrolífera del Orinoco, cuyo objetivo es aprovechar los recursos disponibles en la zona, especialmente el bloque Junín. El plan original era contar con un mejorador en una primera etapa a partir de 2017, pero hasta ahora la obra no ha superado la etapa de ingeniería básica. Analistas coinciden en que PDVSA necesita desarrollar a corto plazo nuevos mejoradores de crudo pesado y extrapesado, además de adaptar sus refinerías con capacidades de conversión que le permita procesar el petróleo proveniente de la Faja del Orinoco. Sin embargo, la paralización de proyectos alimenta la hipótesis en torno a que, en el actual escenario económico y político de Venezuela, la infraestructura de hidrocarburos continuará siendo una baja prioridad para las autoridades durante los próximos años.
"En los reportes anuales de PDVSA ya casi ni mencionan los proyectos de refinación porque no han avanzado debido a la mala gestión y a eso se suma ahora la falta de capital", acota Larrañaga.
Dependencia de México en EE.UU. Si bien México es uno de los grandes exportadores globales de petróleo, sus importaciones de combustibles mantienen una vertiginosa carrera ascendente ante la imposibilidad de abastecer a la demanda interna. Las seis refinerías de la petrolera estatal Pemex procesaron el año pasado la menor cantidad de barriles de crudo desde que existen registros públicos, en 1990, debido a una serie de huelgas y accidentes. Esa caída se dio en simultáneo con un crecimiento de casi el 80% de la demanda en los últimos 25 años. El resultado es claro: en ese período las importaciones de combustibles se multiplicaron por diez y ya aportan cerca de la mitad de la gasolina que se consume en México. "México continúa siendo un exportador neto de petróleo, pero encontró mucho más rentable importar gasolina que refinarla en el país", dice Tony Payan, director del Centro de Estudios sobre México del Baker Institute for Public Policy de la Universidad de Rice, en Houston. "Dado que la inversión en una refinería ronda entre U$S7.000 millones y U$S10.000 millones, se le dio prioridad a otros rubros y se optó por abrir el mercado de importación de gasolina".
Una muestra clara de esa decisión la dio el gobierno del presidente Enrique Peña Nieto cuando en 2014 canceló la construcción de la refinería Bicentenario, con la que se proyectaba reducir en un 25% las importaciones de combustible. Además de que no se han construido nuevas refinerías en los últimos 25 años, las existentes presentan bajos niveles de eficiencia. La consultora Wood Mackenzie estimó el año pasado que la eficiencia de las refinerías de Pemex había bajado al 63% frente al 77% de hace cinco años. La cifra está muy por debajo del promedio que registran las plantas de refinación en EE.UU., Europa y de, incluso, Brasil.
Para optimizar el desempeño de las refinerías, configuradas para procesar crudo ligero, México -al igual que Venezuela- ha debido recurrir a las importaciones de ese crudo para mezclarlo con el pesado que ya responde por más de la mitad del que se extrae en el país. Pemex acordó en octubre pasado con el Gobierno estadounidense importar hasta 75.000b/d de petróleo ligero con el objetivo de mezclarlo y mejorar así el proceso de elaboración de combustibles en las refinerías de Salamanca, Tula y Salina Cruz. La utilización de estos crudos ligeros permitirá reducir la producción de fuelóleo y aumentar la obtención de combustibles de mayor valor, como la gasolina y el diésel. A cambio, Pemex exportará crudo pesado para las refinerías de alta conversión de la costa norte del Golfo de México en EE.UU. Sin planes de construcción de nuevas refinerías, la apuesta del Gobierno mexicano pasa por reconfigurar e incrementar la capacidad de refinación de las plantas existentes. En diciembre pasado, Peña Nieto anunció inversiones por unos U$S23.000 millones en tres años para ese fin. De cumplirse los objetivos planteados, el Gobierno mexicano estimó que las importaciones de gasolina se reducirán entre 20% y 25% hacia 2018.
La novedad es que Pemex tendrá una participación menor en estos proyectos. Luego de registrar pérdidas de U$S30.315 millones en 2015, la petrolera estatal redujo su programa de inversiones en U$S4.170 millones para este año. Ante eso, buscará acercar recursos también para el área de refinación a través de Fibra (instrumento financiero que permite monetizar activos separando participaciones en proyectos operativos), contratación de servicios y leaseback. Sin embargo, hay dudas con relación a la capacidad que tendrá Pemex para atraer inversión privada. "Pemex no va a contar con el capital para invertir a la par de estas compañías extranjeras y, por eso, muy posiblemente tenga dificultades para atraer a inversionistas", explica Payan. Si finalmente no se destraban las inversiones para ampliar la capacidad de refinación, todo indica que las importaciones de combustibles seguirán su carrera alcista en los próximos años. De hecho, para allanar ese camino, el gobierno dispuso que desde abril los privados pasen a estar habilitados para importar gasolina y diésel, medida que iba a entrar en vigencia a partir de 2017. El objetivo es generar una intensa competencia en el sector para cuando los precios del mercado interno dejen de estar subsidiados a partir de 2018.
Más a mediano plazo, la apuesta pasa por los resultados que se obtengan de otros capítulos de la reforma energética lanzada hace dos años. A partir de 2018, compañías privadas podrán refinar crudo y vender gasolina para competir con Pemex.
Perú y Ecuador invierten en capacidad de refinación También hay movimientos en torno a proyectos de refinación en Perú. Allí se destaca la modernización de la refinería de Talara. Con esta obra -propiedad de la petrolera estatalPetroperú (77%) e inversionistas privados- se espera incrementar la capacidad de producción de la refinería de 65.000b/d a 95.000b/d. A fines de marzo, Petroperú dijo que la modernización de Talara, que implicará inversiones por unos US$3.500 millones, ya supera el 34% de avance. Las estimaciones indican que a fines de año el avance llegará al 50% y que en 2019 la refinería entrará finalmente en operación.
La otra iniciativa en marcha en Perú es la ampliación de la refinería La Pampilla, que está prevista que concluya en julio próximo. De propiedad de Repsol, el proyecto contempla la construcción de seis nuevas unidades de proceso para producir combustibles diésel con bajo contenido de azufre de acuerdo con lo establecido en la Ley 28.694, que prohíbe la comercialización de diésel con más de 50ppm de azufre. Entre las refinerías de Talara y La Pampilla concentran cerca del 80% del mercado de combustibles en Perú. "Perú es un mercado atractivo en downstream porque ofrece continuidad", dice Piñón. "Las reglas de juego tienden a ser más estables desde el punto de vista político, algo que no ocurre en Ecuador, por ejemplo". En ese país, el proyecto de la Refinería del Pacífico, que fue anunciado por los presidentes Rafael Correa y Hugo Chávez en 2008 con el objetivo de que esté terminado en 2013, aún está en búsqueda de financiamiento. Hasta ahora se llevan invertidos U$S1.200 millones en la construcción de un acueducto para dotar de agua a la refinería, pero para poner en marcha la planta se necesita una inversión 10 veces mayor. Para atraer esas inversiones, el Gobierno ecuatoriano viene participando en conversaciones con empresas y entidades financieras chinas. La obra que sí fue concluida en diciembre pasado es la ampliación de la refinería Las Esmeraldas, la más grande del país, propiedad de la estatal Petroecuador. Tras siete años de rehabilitación y una inversión de U$S1.200 millones, Las Esmeraldas, que tiene una capacidad para procesar 110.000b/d de crudo, ya opera al 100% frente al 85% que registraba antes de los trabajos de rehabilitación. Las previsiones del gobierno indican que la mayor producción de derivados permitirá reducir en U$S300 millones al año las importaciones de combustible.
Conclusión
La demanda de productos refinados tiene dos importantes catalizadores: el crecimiento de la economía y el de la población. Por eso, aún con la actual desaceleración del PIB regional, el consumo de gasolina, diésel y gas licuado en América Latina continuará creciendo a un ritmo promedio de 1,7% a 2,2% en los próximos años, según Piñón.
Por el lado de la oferta, en cambio, no se anticipan incrementos importantes.
"No vemos a ninguna compañía internacional de petróleo, como Exxon, Total, BP, Chevron y Repsol, dispuesta a construir nuevas refinerías en América Latina", dice Piñón. "El freno principal es que no es rentable la operación de refinerías en América Latina y, si lo fueran, habría que tener en cuenta el costo de la falta de transparencia y de la corrupción". La responsabilidad, entonces, de incrementar la capacidad de refinación recae exclusivamente sobre los gobiernos y petroleras estatales. Sin embargo, en tiempos de recortes presupuestarios, todo indica que las obras continuarán cocinándose a fuego muy lento. En ese marco, continuarán creciendo en los próximos años las importaciones de productos refinados, especialmente de EE.UU., un mercado abierto en el que se puede incluso proteger el precio del combustible futuro. No obstante, especialistas advierten que las actuales condiciones podrían cambiar en los próximos años si la demanda estadounidense, que cayó a partir de 2008, retoma sus niveles previos.
"Todos los países, incluso Venezuela, están importando fracciones de su consumo doméstico de productos refinados desde EE.UU.", indica Espinasa. "Si esta tendencia sigue y se copa la capacidad de refinación en EE.UU. por la demanda interna, habrá un incremento de los precios de los productos en América Latina y seguramente se volverán más atractivas las inversiones en refinación".
Al menos hasta entonces, la capacidad de refinación en la región seguirá rezagada y las importaciones de derivados de petróleo continuarán su carrera alcista.