Mercado de almacenamiento de petróleo de América del Norte Tamaño y Compartir 2026-2035

Tamaño del mercado de almacenamiento de petróleo de América del Norte

El mercado de almacenamiento de petróleo de América del Norte contaba con una capacidad de almacenamiento comercial instalada de 192,5 MCM en 2025, se espera que alcance los 195,4 MCM en 2026 y se prevé que crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 2 % (2026–2035), hasta llegar a los 233,7 MCM en 2035. El mercado abarca la capacidad de almacenamiento comercial de petróleo crudo y productos petrolíferos, como gasolina, combustible de aviación, destilados medios, GNL y GLP, en terminales, parques de tanques e instalaciones relacionadas de Estados Unidos, Canadá y México.

El mercado de almacenamiento de petróleo de América del Norte está evolucionando en torno a la fiabilidad del flujo de productos, más que a la expansión especulativa de inventarios. La logística de exportación de crudo, la infraestructura de GNL y la distribución de productos refinados requieren que los operadores mantengan capacidad de almacenamiento intermedio en ubicaciones estratégicas, mientras que los compromisos de los cargadores a largo plazo y las obligaciones de integridad de la infraestructura determinan cuándo se incorporan nuevos tanques.

Tendencias del mercado de almacenamiento de petróleo de América del Norte, impulsores del crecimiento y perspectivas de previsión de GMI

La logística de hidrocarburos orientada a la exportación está transformando la demanda de almacenamiento en América del Norte. La infraestructura de crudo y GNL de la costa del golfo impulsa la inversión en capacidad especializada para terminales, mientras que los riesgos asociados al aumento progresivo del flujo por oleoductos, la incertidumbre en materia de permisos y las obligaciones de integridad de los tanques limitan el ritmo al que las necesidades de infraestructura anunciadas se traducen en nuevas instalaciones de almacenamiento operativas.

Principales impulsores del crecimiento

Los datos externos citados sustentan los puntos de referencia; las implicaciones para la demanda y las condiciones de previsión corresponden al análisis de GMI.

La producción y los flujos de exportación de crudo influyen más directamente en las necesidades de almacenamiento en los puntos de confluencia de los sistemas de recolección, los oleoductos de larga distancia, los colectores de las terminales y los calendarios de carga de buques. En las instalaciones de la costa del golfo, los tanques aportan flexibilidad operativa para agrupar crudo, separar calidades y secuenciar entregas antes de la carga marítima. Por ello, las decisiones sobre capacidad incremental responden más a la visibilidad del flujo contratado que a las fluctuaciones de los precios a corto plazo.

El desarrollo del GNL genera una necesidad de almacenamiento específica, ya que los sistemas de licuefacción dependen de un acondicionamiento fiable del gas de alimentación y de capacidad de almacenamiento intermedio del producto. Las nuevas instalaciones de exportación también impulsan la demanda asociada de manipulación de líquidos del gas, almacenamiento vinculado al fraccionamiento e infraestructura criogénica especializada. Como resultado, la inversión se concentra en ubicaciones donde la construcción de terminales de exportación y los compromisos de compra a largo plazo reducen la incertidumbre comercial.

Las políticas de mantenimiento de existencias y seguridad del suministro de combustibles establecen un nivel mínimo de utilización del almacenamiento en los mercados de productos. Este respaldo es especialmente relevante para los operadores de terminales de las redes de gasolina, destilados medios y combustible de aviación, donde los requisitos de continuidad del suministro pueden sostener la renovación de contratos incluso cuando se debilita la gestión discrecional de inventarios.

Principales factores limitantes del mercado

Los datos externos citados sirven de respaldo; las implicaciones para la demanda y las condiciones de las previsiones corresponden al análisis de GMI.

Las inversiones en terminales vinculadas a oleoductos conllevan un riesgo de desfase cuando la capacidad física entra en servicio antes de que exista una utilización fiable por parte de los cargadores. El almacenamiento asociado a los principales sistemas de crudo puede tener valor comercial, pero su rentabilidad depende de las nominaciones reales, el acceso de los buques y una demanda sostenida de evacuación. Por ello, es probable que los operadores canadienses den prioridad a las ampliaciones respaldadas por acuerdos comerciales confirmados, en lugar de emprender una expansión especulativa generalizada.

México se enfrenta a una limitación distinta: la rehabilitación dirigida por el Estado puede mejorar la resiliencia de la logística nacional sin ampliar automáticamente las oportunidades de inversión disponibles para los promotores independientes de terminales. Los proyectos privados siguen siendo más viables en los corredores costeros y los puntos de importación de productos donde puedan obtenerse conjuntamente las autorizaciones reglamentarias, los compromisos de los clientes y el acceso a las infraestructuras de transporte.

La gestión de la integridad también limita el capital disponible para nuevas construcciones. La contención secundaria, las inspecciones, el drenaje, las revisiones de ingeniería y las paradas relacionadas con el mantenimiento son requisitos operativos esenciales, no mejoras discrecionales. Estas obligaciones otorgan una ventaja relativa a los operadores con equipos técnicos consolidados, carteras diversificadas de terminales y capacidad para distribuir los costes de cumplimiento entre bases de activos más amplias.

Análisis por segmentos del mercado de almacenamiento de petróleo de América del Norte

Por producto

El mercado de almacenamiento de petróleo de América del Norte se segmenta por configuración del producto, ya que el diseño de los tanques determina qué productos puede manejar una instalación, su perfil de control de emisiones, su flexibilidad operativa y la intensidad de capital de la ampliación de terminales.

En 2025, los tanques de techo fijo contaban con una capacidad instalada de 61,6 MCM y se prevé que representen el 29,0 % de la capacidad instalada regional en 2035. Los sistemas de techo fijo siguen siendo una opción importante para los productos refinados, los crudos más pesados y las aplicaciones en terminales interiores donde los requisitos de gestión de vapores son menos exigentes. Su uso es más destacado en parques de tanques asociados a refinerías, puntos de derivación de oleoductos y terminales de distribución, donde la sencillez operativa y la economía de construcción priman sobre la necesidad de una contención más especializada.

Se prevé que los tanques de techo flotante alcancen los 84,1 MCM en 2035 y representaban el 37,0 % de la capacidad instalada total en 2025. Los diseños de techo flotante siguen siendo fundamentales para el almacenamiento de crudo y gasolina, ya que controlan el espacio de vapor con mayor eficacia que los sistemas convencionales de techo fijo. Su concentración en las terminales de exportación de la costa del Golfo y en los principales centros de oleoductos vincula directamente esta categoría con la logística del crudo, la actividad de carga marítima y los requisitos de gestión de emisiones.

Se prevé que los tanques esféricos alcancen los 32,7 MCM en 2035 y crezcan a una TCAC del 3,6 % (2026–2035). Esta categoría abastece a los productos básicos que requieren almacenamiento presurizado o especializado, en particular el GLP y otros líquidos gaseosos relacionados. Su dinamismo, superior al del mercado, refleja el papel cada vez más importante del fraccionamiento, la gestión de las exportaciones de líquidos de gas natural (LGN) y las infraestructuras vinculadas a la criogenia en la composición del almacenamiento de Norteamérica.

En 2025, otras configuraciones de almacenamiento contaban con una capacidad instalada de 36,6 MCM, y se prevé que crezcan a una TCAC del 2,9 % (2026–2035). Esta categoría incluye cavernas subterráneas, recipientes a presión especializados y formatos de almacenamiento criogénico que responden a necesidades específicas de cada ubicación y producto básico. La demanda se ve respaldada por la necesidad de soluciones de almacenamiento diferenciadas para el GNL, el GLP y los sistemas de hidrocarburos gestionados por los estados, en los que los tanques atmosféricos convencionales no siempre son adecuados.

Por uso final

En 2025, el almacenamiento de petróleo crudo contaba con una capacidad instalada de 90,5 MCM, y se prevé que represente el 43,0 % de la capacidad total del mercado en 2035. El crudo sigue siendo la categoría de uso final más representativa, ya que el almacenamiento está integrado en el transporte físico de la producción desde las cuencas de suministro del interior hasta las refinerías, los oleoductos y las terminales de exportación. Su cuota relativa se modera con el tiempo a medida que los productos especializados de más rápido crecimiento adquieren mayor peso en la composición del mercado, no porque la demanda de almacenamiento de crudo pierda su importancia estratégica.

Se prevé que el almacenamiento de gasolina alcance los 28,0 MCM en 2035, y en 2025 representó el 13,0 % de la capacidad comercial. La demanda de terminales de gasolina está condicionada por el equilibrio de la producción de las refinerías, la distribución en terminales de carga, las operaciones de mezcla y la seguridad del suministro regional. El segmento está relativamente maduro, pero su base instalada sigue siendo esencial para la fiabilidad de las redes de distribución minorista de combustible de los tres países.

En 2025, el almacenamiento de combustible de aviación contaba con una capacidad instalada de 11,6 MCM, y se prevé que crezca a una TCAC del 2,0 % (2026–2035). Los depósitos de combustible de aviación se concentran en torno a los principales aeropuertos, los sistemas de suministro conectados a oleoductos y las instalaciones de importación costeras. La demanda responde a la necesidad operativa de proteger las redes aéreas y de carga frente a las interrupciones del suministro, lo que genera requisitos de almacenamiento localizados y distintos de los asociados a la logística general de las refinerías o del combustible para automoción.

Se prevé que los destilados medios alcancen los 35,1 MCM en 2035 y que representaran el 15,0 % de la capacidad instalada en 2025. El almacenamiento de diésel y gasóleo de calefacción se beneficia de una demanda diversificada que abarca el transporte de mercancías, la construcción, la agricultura, la actividad industrial y las necesidades estacionales de calefacción. Los depósitos segregados también adquieren cada vez más importancia cuando es necesario gestionar el diésel renovable y los productos convencionales mediante sistemas de distribución paralelos.

Se prevé que el almacenamiento de GNL alcance los 21,0 MCM en 2035 y crezca a una TCAC del 6,1 % (2026–2035). El GNL es la categoría de uso final con mayor expansión del mercado, ya que las instalaciones de exportación requieren sistemas especializados de almacenamiento y manipulación que son parte integral de las operaciones de licuefacción. Venture Global anunció una ampliación en una instalación existente de Plaquemines LNG, que incluye más de 18 MTPA de capacidad adicional y una inversión de aproximadamente 18.000 millones de dólares, lo que ilustra la magnitud de los compromisos en infraestructuras de exportación que respaldan esta categoría ^{[5]Venture Global. "Venture Global Announces Major Brownfield Expansion of Plaquemines LNG." ventureglobal.com}.

El almacenamiento de GLP contaba con una capacidad instalada de 25.0 MCM en 2025 y se prevé que represente el 15,0 % de la capacidad regional de almacenamiento comercial en 2035. El crecimiento del almacenamiento de GLP está estrechamente vinculado a la producción de las plantas de procesamiento de gas, la capacidad de fraccionamiento, las terminales de exportación refrigeradas y la posibilidad de agrupar propano y butano para los mercados internacionales. Enterprise Products Partners está ampliando su instalación de exportación en el Houston Ship Channel con capacidad adicional de carga de propano y butano, lo que refuerza el papel de los sistemas de exportación de la costa del Golfo a la hora de respaldar la demanda de almacenamiento específico de GLP ^{[6]Enterprise Products Partners L.P. "Enterprise Expanding Houston Ship Channel Export Facility." enterpriseproducts.com}.

Análisis regional del mercado de almacenamiento de petróleo de Norteamérica

Estados Unidos

El mercado de almacenamiento de petróleo de Estados Unidos, en Norteamérica, contaba con una capacidad instalada de 144,3 MCM en 2025 y se prevé que represente el 71,2 % de la capacidad instalada regional en 2035. El sistema de almacenamiento del país se articula en torno a la costa del Golfo, donde las terminales de exportación de crudo, las instalaciones de GNL, las refinerías y los oleoductos interconectados generan demanda de tanques de alta capacidad de trasiego. El Medio Oeste sigue siendo importante gracias a sus redes de recolección de crudo y refinerías, mientras que el Nordeste depende de terminales de productos refinados que abastecen a centros de consumo densamente poblados. La inversión resulta más atractiva allí donde la capacidad de las terminales está integrada con el transporte contratado por oleoducto y por vía marítima.

Canadá

Se prevé que Canadá alcance una capacidad instalada comercial de almacenamiento de 39,6 MCM en 2035 y que crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 2,1 % durante el período 2026–2035. La demanda canadiense de almacenamiento se concentra en torno a la red de origen de los oleoductos de Alberta y a la infraestructura de aguas profundas de la Columbia Británica. Es probable que las ampliaciones de terminales sigan siendo prudentes, ya que los operadores deben sopesar las ventajas de un mayor acceso a la exportación frente al ritmo de aumento del caudal de los oleoductos. El sistema Trans Mountain ilustra esta disciplina comercial, pues el ritmo de inversión en almacenamiento depende de la actividad sostenida de los transportistas y no únicamente de la capacidad nominal del oleoducto ^{[3]Reuters. "Canada's Trans Mountain pipeline lowers forecasts for amount of oil it ships." reuters.com}.

México

México representó el 8,3 % de la capacidad de almacenamiento comercial de América del Norte en 2025 y se prevé que crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 5,8 % entre 2026 y 2035. El mayor ritmo de crecimiento de México refleja su menor capacidad instalada, el desarrollo de la actividad de las terminales privadas y la necesidad de reforzar la resiliencia de la logística de combustibles. Sin embargo, los plazos de los proyectos siguen estrechamente ligados a las prioridades de PEMEX, las condiciones para la obtención de permisos y el acceso a los corredores de transporte costeros. La rehabilitación de infraestructuras controladas por el Estado puede reforzar la seguridad del suministro y, al mismo tiempo, determinar las oportunidades comerciales disponibles para los operadores independientes de almacenamiento ^{[4]Mexico Business News. "PEMEX Targets Theft, Boosts Fuel Logistics in 2025–2035 Plan." mexicobusiness.news}.

Cuota de mercado y panorama competitivo del mercado de almacenamiento de petróleo de América del Norte

La estructura de la cuota de mercado del mercado de almacenamiento de petróleo de América del Norte está fragmentada. Los cinco principales operadores —Enbridge Inc., Plains All American Pipeline, Energy Transfer LP, Enterprise Products Partners y Kinder Morgan— representaron conjuntamente aproximadamente el 15,7 % de la capacidad de almacenamiento comercial instalada en 2025. Esto refleja la distribución de la propiedad de los tanques de almacenamiento de petróleo entre empresas integradas de transporte y almacenamiento de hidrocarburos, refinerías, operadores independientes de terminales, filiales de oleoductos e instalaciones privadas. Por ello, la ventaja competitiva depende menos de la escala por sí sola que de la conectividad de los activos, los contratos con clientes, la especialización en materias primas, la ubicación de las terminales y la capacidad de mantener un rendimiento operativo fiable.

Enbridge Inc. tenía una cuota del 4,5 % de la capacidad instalada en 2025. Su posición se sustenta en la infraestructura vinculada a las exportaciones del Enbridge Ingleside Energy Center y en la conectividad de sus oleoductos, que enlazan las zonas de producción con los mercados marítimos de la costa del Golfo. En 2025, la instalación cargó 1,13 millones de barriles diarios de crudo, lo que subraya el valor estratégico del almacenamiento integrado con una logística de exportación de gran capacidad ^{[7]Enbridge Inc. "EIEC, exports and expansion: America's largest crude oil export terminal." enbridge.com}.

Plains All American tenía una cuota del 3,5 % de la capacidad instalada en 2025. Su cartera de almacenamiento está estrechamente vinculada a la recolección de crudo, la segregación por calidad, la mezcla y la programación del transporte por oleoducto en las cuencas productoras y los centros de mercado posteriores.

Energy Transfer LP tenía una cuota del 3,0 % de la capacidad instalada en 2025. Su posición competitiva refleja la amplitud de su red de transporte y almacenamiento de hidrocarburos, que abarca petróleo crudo, productos refinados, líquidos de gas natural (NGL) y sistemas logísticos relacionados, lo que permite que el almacenamiento forme parte de una oferta de servicios integrada, en lugar de ser un producto independiente de terminal.

Enterprise Products Partners y Kinder Morgan siguen siendo actores influyentes gracias a sus redes de líquidos, líquidos de gas natural (NGL), oleoductos y terminales. Su solidez competitiva se basa en la integración de activos, el acceso comercial a los centros de demanda de la costa del golfo y la capacidad para desarrollar almacenamiento especializado junto con infraestructuras de exportación, fraccionamiento y distribución. Además de los mayores operadores, Gibson Energy, Royal Vopak, ONEOK, Marathon Petroleum, Sunoco LP y Buckeye Partners aportan posiciones importantes en terminales regionales, instalaciones vinculadas a refinerías y segmentos de petróleo crudo y productos refinados.

Los fabricantes de tanques y proveedores de servicios, entre ellos CST Industries, Ergil, Fisher Tank Company, Matrix Service Company, NOV, Superior Tank Co., T Bailey LLC y Waterford Tank, influyen en el desarrollo de la capacidad competitiva mediante sus capacidades de diseño, construcción, inspección, reparación y gestión de la integridad. Su papel cobra mayor importancia a medida que los operadores buscan equilibrar las mejoras en instalaciones existentes, el cumplimiento normativo y los requisitos de contención especializada.

Novedades recientes del sector

Enbridge completó la ampliación de tanques de la Fase VII en Enbridge Ingleside Energy Center en mayo de 2026, con la incorporación de aproximadamente 2,5 millones de barriles de capacidad de almacenamiento de petróleo crudo, lo que elevó la capacidad total a 20 millones de barriles ^{[7]Enbridge Inc. "EIEC, exports and expansion: America's largest crude oil export terminal." enbridge.com}. El proyecto refuerza la concentración continuada de las principales inversiones en almacenamiento en los centros de exportación de la costa del golfo, donde la capacidad de las terminales está directamente vinculada a la conectividad de los oleoductos y al transporte marítimo de petróleo crudo.