Cinco temas y propuestas para el Plan Nacional de Desarrollo 2025-2030

Plan Nacional de Desarrollo 2025-2030

Foro de Consulta a la Sociedad

Desarrollo Sustentable

Tampico, Tamaulipas, 13 de enero de 2025

Responsables de la propuesta:

• Víctor Alcérreca Sánchez
• Francisco José Barnés de Castro
• Juan José Corres Ayala
• José Manuel Muñoz Villalobos
• Fermín Narváez Camacho
• Alma Américas Porres Luna
• Luis Puig Lara
• Carlos Gustavo Sánchez Lugo
• Alejandro Villalobos Hiriart

Observatorio Ciudadano de la Energía, A.C.

I.- Antecedentes

El Gobierno de México ha solicitado la participación de la ciudadanía para hacer propuestas para enfrentar la problemática del sector energético mexicano, en el eje de desarrollo sustentable, de la innovación pública para el desarrollo tecnológico nacional, para incorporarse en el Plan Nacional de Desarrollo 2025-2030.

El Observatorio Ciudadano de Energía (OCE), fundado hace más de 20 años, reúne entre sus más de 70 miembros a personas que han trabajado en el sector energético, muchos de ellos con más de 50 años de experiencia profesional, en todos los campos que abarca este sector y han analizado la problemática existente, con presentaciones dadas por expertos a larga distancia, cada quince días desde el año 2021.

El OCE promueve la participación ciudadana en el nacionalismo, la sustentabilidad energética, económica y ambiental y ha sido invitado a participar en el Plan de Desarrollo 2025-2030.

II.- Premisas

El objetivo del trabajo es proponer soluciones factibles de realizarse para mejorar el desempeño del sector energético de nuestro país, con particular énfasis en las propuestas que permiten incrementar la rentabilidad y la seguridad  de Pemex, propuestas que consideramos factibles de implementarse en los próximos seis años, que son sustentables, sostenibles y consistentes con las metas comprometidas por nuestro país para el combate al cambio climático, y que pueden llevarse a cabo empleando al máximo las instalaciones actuales, las materias primas disponibles, con la menor inversión posible, haciendo sinergia con las empresas del sector privado. También recomendamos que, de ser aceptadas nuestras propuestas, deberán pasar antes de ser implementadas por un estricto programa de planeación, como la metodología FEL (Front End Loading), establecido en Pemex desde hace más de 10 años.

III.- Temas abordados

A.- Reservas de hidrocarburos

A.1.- Diagnóstico

El inicio de las actividades petroleras en México comenzó a inicios del siglo XX convirtiéndose muy rápidamente en el tercer productor a nivel mundial con el descubrimiento de diferentes campos en la Faja de Oro, en donde se alcanzó una producción de más de 500 mil barriles diarios.

Fue hasta 1976 cuando se logró incrementar la producción, con el descubrimiento de Cantarell, un campo supergigante, donde Pemex, llegó a producir 3.4 millones de barriles diarios en 2004. A partir de ese año la producción a nivel nacional ha tenido una declinación constante, debido principalmente a que los esfuerzos de producción se concentraron en esta área y no hubo una restitución de reservas suficientes para contrarrestar la pérdida de producción por su declinación, a pesar, que se logró desarrollar otro complejo importante, como es Ku-Maloob-Zaap.

Los recursos prospectivos evaluados por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) son de 112.9 miles de millones de barriles equivalentes (MMMbpce), de los cuales, 57% corresponde a recursos no convencionales ubicados principalmente en la Cuenca de Tampico-Misantla y 43% a recursos convencionales, la mitad de estos en aguas profundas.

De acuerdo con el reporte de reservas de hidrocarburos publicado por la CNH en junio de 2024, las reservas 3P en los últimos años han venido disminuyendo a través del tiempo, colocándose en el último año en 16.4 MMb de aceite y 34.9 MMMpc de gas, así como una tasa de restitución de reservas mínima, ello debido a la baja actividad exploratoria en los últimos años. Este aspecto se liga con la declinación de la producción de los principales campos de las Cuencas del Sureste, llegando en noviembre de 2024 a 1.7 MMbd (líquidos), de los cuales 1.48 MMbd son de petróleo y 0.25 MMbd de condensados, así como 3,531 MMpcd de gas natural.

Con este escenario, la industria petrolera en México enfrenta importantes desafíos, como la disminución de la producción de petróleo en los campos maduros, la falta de inversión en exploración y producción, la incertidumbre en la política energética, lo que pone en riesgo la suficiencia del petróleo como fuente de ingresos públicos.

Es importante considerar cambios en la estrategia en exploración y producción de hidrocarburos, considerando que actualmente la mayor parte de los yacimientos se encuentran en declinación y que el 53% de los recursos prospectivos en México no están considerados para explorar ni en Asignaciones ni en Contratos. Estos recursos básicamente se encuentran en áreas frontera de Aguas Profundas y en Áreas de yacimientos no convencionales, por lo cual se tienen que definir líneas estratégicas para aprovechar los recursos disponibles en el subsuelo y generar valor en la industria de los hidrocarburos.

A.2.- Propuestas

• Establecer nuevos esquemas de inversión que permitan explorar nuevas áreas e incorporar reservas en áreas que no se encuentran asignadas actualmente.
• Generar nuevos esquemas de revitalización de campos maduros, considerando procesos de recuperación secundaria y mejorada, así como innovación y desarrollo de nuevas tecnologías que permitan la eficiencia operativa, la reducción de costos de producción y el incremento del factor de recuperación de los campos en explotación. Es importante mencionar que la recuperación promedio de los campos en México es del 21%, mientras que a nivel internacional se alcanza el 32%.
• Generar estrategias que permitan el desarrollo de actividades de exploración y producción en Yacimientos no Convencionales, aplicando nuevas Tecnologías, de bajo impacto ambiental. A nivel internacional el desarrollo de los recursos no convencionales ha mostrado que es factibles aprovechar estos recursos de manera segura y confiable con el medio ambiente, por lo cual se pueden aprovechar las experiencias internaciones para implementar estos esquemas de explotación en México.
• Desarrollar esquemas que permitan intensificar las actividades de Exploración y Desarrollo en Áreas en Aguas Profundas, considerando los recursos disponibles en Aguas Profundas en el Golfo de México; por el alto grado de complejidad técnico y por el riesgo en las inversiones, se podrían generar modelos de participación más atractivos para involucrar a las empresas privadas.
• Intensificar las actividades de Exploración y Producción en Yacimientos de Gas, ya que este es un elemento fundamental para la transición energética y para el desarrollo de actividades de transformación industrial y por su uso en la petroquímica.
• Independizar las decisiones de negocio entre proyectos de gas y aceite, para aprovechar este recurso y evitar quema y venteos de gas en todos los proyectos de hidrocarburos, incrementando la inversión para construir la infraestructura superficial de aprovechamiento del 100% del gas en yacimientos de gas seco y el 98% en los casos de yacimientos de gas asociado.
• Mejorar la eficiencia, la seguridad y la transparencia en la gestión de los recursos petroleros y fortalecer la buena administración en el sector energético.
• Aplicar medidas para reducir incidentes y proponer estrategias de reducción de gases de efecto invernadero en sus operaciones y programas e inversiones de sostenibilidad.

B.- Gas natural

B.1.- Diagnóstico

Importancia creciente del gas natural en nuestra matriz energética

El gas natural es el energético más utilizado en el país. De acuerdo con el Balance Nacional de Energía 2024, los combustibles fósiles aportaron el 83% de la energía que el país consumió en 2023, la energía nuclear y las energías renovables aportaron el 10%, mientras que la madera y el gas quemado a la atmósfera representaron el 7%.

Si desglosamos la contribución de los combustibles fósiles, el gas natural aportó el 41% de la energía utilizada en el país, mientras que los combustibles líquidos (gas LP, gasolina, turbosina y diésel) aportaron el 35% y el carbón, el coque de carbón y de petróleo y el combustóleo aportaron el 7%.

El gas natural ha desplazado prácticamente a los demás combustibles fósiles en la producción y transformación de hidrocarburos, en la generación de energía eléctrica y en la mayoría de las ramas de la industria nacional, mientras que la demanda de combustibles líquidos se concentra fundamentalmente en el transporte. Mientras que en la última década la demanda de gas natural se ha incrementado en 38%, la demanda de combustible líquidos se ha incrementado tan solo 12%.

A medida que se vayan reemplazando los sistemas de transporte, tanto públicos como privados, por vehículos eléctricos, se irá reduciendo la demanda de combustibles líquidos, de manera gradual durante los próximos cinco o seis años y de manera acelerada en los años subsecuentes, y se incrementará la demanda de energía eléctrica y, por tanto, la demanda de gas natural.

Producción de gas natural

En 2024 solo se produjeron 4,600 MMpcd de gas natural, de los cuales, 840 MMpcd son de nitrógeno. El volumen de producción de gas asociado, libre de nitrógeno, fue muy similar a la de gas asociado.

Entre 2012 y 2024, la producción de gas natural asociado, libre de nitrógeno, se redujo en 50%. Adicionalmente, el contenido de nitrógeno en el gas asociado se incrementó de un promedio de 19% en 2012 a un promedio de 45%, lo que dificulta su procesamiento en los Complejos de Procesamiento de Gas Natural, por lo que las corrientes con mayor contenido de nitrógeno tienen que ser enviadas a quemadores de campo.

En cambio, a pesar de la declinación de la producción del campo de Burgos, la producción de gas no asociado en 2024, 1900 MMpcd, fue similar a la de 2012, gracias a los desarrollos recientes de Ixachi y Quesqui que aportaron en conjunto 1075 MMpcd. Sin embargo, por falta de infraestructura adecuada para su proceso, una parte importante del gas producido en los últimos años en estos dos nuevos campos fue enviado a quemadores de campo.

Cabe aclarar que, al ser reclasificados estos dos campos como campos de producción de gas, Pemex quedó exento de informar a la CNH la quema de este gas por lo que en sus reportes no se registra como gas enviado a quemadores de campo sino como gas enviado a proceso.

De acuerdo con los datos reportados en los Balances Nacionales de Energía, tanto el autoconsumo del gas natural producido por parte de Pemex como la quema de gas a la atmósfera se han elevado de manera considerable en los últimos tres años.

En el año 2023, Pemex consumió 28% del gas natural producido en las operaciones de producción de crudo y gas, envío 18% a quemadores de campo y el 54% restante efectivamente lo envió a proceso.

Oferta y demanda de gas seco

La producción de gas seco entre 2012 y 2021 cayó en 50% y se ha estabilizado en los últimos años en poco más de 2,400 MMpcd.

Sin embargo, adicional al autoconsumo de gas natural antes mencionado, Pemex consume la mayor parte del gas seco que produce. En el año 2024, 68% de la producción de gas seco fue consumido por Pemex y solamente 32% quedó disponible para atender la demanda de terceros.

En consecuencia, más de 90% del gas seco utilizado en el país para la generación de energía eléctrica y para la operación de la industria nacional, es gas importado los EEUU.

Infraestructura de procesamiento

Los complejos de procesamiento de gas natural (CPG) cuentan con tecnología de los años sesenta y son poco eficientes, tanto en términos de consumo energético como en términos de recuperación de etano, materia prima básica para la industria petroquímica.

Ninguno de los CPG del Sureste está habilitado para procesar las corrientes de gas natural con alto contenido de nitrógeno. Solamente Cd. Pemex cuenta con una planta criogénica de rechazo de nitrógeno, la cual enfrenta problemas constantes al tener que operar con contenidos de nitrógeno que se encuentran lejos del rango para el que fue diseñada, ya que, cuando se excede ese rango, lo que ocurre con cada vez mayor frecuencia, la operación es inestable y la planta sale de operación.

Por otro lado, todos los CPG están obligados a cumplir con la Norma Oficial Mexicana NOM-137-SEMARNAT-2013 que establece que todas las corrientes de gas ácido de los procesos de desulfuración deben ser tratadas con el fin de controlar y reducir la emisión de contaminantes a la atmósfera.

Si bien todos los CPG cuentan con plantas recuperadoras de azufre, en los últimos diez años se les ha dejado de dar mantenimiento y la gran mayoría se encuentran fuera de operación, por lo que ninguno de los CPG está cumpliendo con la norma.

En un trabajo reciente de dos de los autores de esta propuesta se estima que los tres principales CPG del Sureste, Cactos, Nuevo Pemex y Cd. Pemex, están emitiendo a la atmósfera más de 800 ton/día de óxidos de azufre, contaminando toda la región circundante.

Infraestructura de transporte y almacenamiento

México cuenta con dos sistemas casi independientes de transporte de gas, con muy pocas interconexiones entre ellos.

El país no cuenta con sistemas de almacenamiento de gas natural, excepto por el limitado almacenamiento de gas natural licuado disponible en las tres terminales existentes de regasificación.

Al no contar en territorio nacional con sistemas de almacenamiento de gas, el país está expuesto a las interrupciones que, por cualquier motivo, puedan presentarse en los gasoductos de importación. Esto representa un alto riesgo para el abasto oportuno de la energía que requiere el país y, por lo mismo, para su soberanía energética.

Todavía hay muchas regiones del país que no cuentan con gas natural. Dada la gran ventaja competitiva que hoy tiene el gas natural sobre los demás combustibles alternos, tanto en precio como en el nivel de emisiones contaminantes, la falta de acceso a la red de gasoductos se ha convertido en una barrera para atraer nuevas inversiones a los estados y regiones del país que todavía no se encuentran interconectados a la red nacional.

B.2.- Propuestas

a) Producción y procesamiento de gas (Pemex):

• Rehabilitar a la brevedad posible las plantas de recuperación de azufre de los Centros de Procesamiento de Gas (CPG), particularmente las de Cactus y Nuevo Pemex.
• Reducir la quema de gas a la atmósfera.
  • Instalar las plantas de procesamiento de gas que son necesarias para aprovechar el gas de Ixachi y Quesqui que hoy se está quemando a la atmósfera.
  • Instalar plantas de rechazo de nitrógeno en los CPG de Cactus y de Nuevo Pemex para procesar las corrientes de gas asociado con alto contenido de nitrógeno que hoy se están quemando a la atmósfera.
  • Analizar la conveniencia de utilizar para este propósito plantas de absorción en lugar de plantas criogénicas, por ser más flexibles a la variación del contenido de nitrógeno, enviando el nitrógeno recuperado, junto con el gas residual que quede en la corriente de nitrógeno, a reinyectarlo en los yacimientos en lugar de enviarlo a la atmósfera, libre de gas, lo que permitiría reducir tanto los costos de inversión como de operación de la planta al requerirse una menor eficiencia en la separación.
  • Analizar la conveniencia de instalar en el CPG de Cd. Pemex una planta de rechazo de nitrógeno de absorción, para ser utilizada como preparadora de carga de la planta criogénica existente.
• Incrementar la producción de gas natural no asociado. En particular,
  • Incrementar la producción de gas en el campo de Burgos.
  • Suspender la producción de crudo en el campo prácticamente agotado de Cantarell, ya que consume más energía de la que produce, y empezar a explotar el gas del casquete.
  • Analizar la conveniencia de explotar los yacimientos no convencionales de gas con alto contenido de aceite ligero de los yacimientos no convencionales del área de Tampico-Misantla y de Veracruz.
  • Se debe considerar, en el mediano plazo la incorporación de sistemas de secuestro y captura de CO2 en yacimientos agotados.

b) Infraestructura de transporte y almacenamiento (CENAGAS):

• Incrementar el número de interconexiones entre la red de CENAGAS con los gasoductos privados cuya capacidad fue contrata por la CFE, en las siguientes localizaciones: El Encino, Chi.; La Laguna, Dgo., Villa de Reyes, S.L.P., y Apaseo el Alto, Gto., lo que permitiría reducir costos y contar con mayor capacidad de respuesta ante posibles contingencias en los ductos de importación o ante posibles fallas catastróficas en alguno de los principales ductos de transporte.
• Instalar un sistema de almacenamiento operativo en las cavernas de sal de la región de Tuzandepetl, de alta capacidad de respuesta, cuyo costo podrá repercutirse en la tarifa fija que pagan todos los usuarios del CENAGAS.
• Instalar un sistema de almacenamiento estratégico, de alta capacidad, en el yacimiento agotado del campo JAF, en el estado de Veracruz, para almacenar gas en la temporada de verano, cuando el precio es bajo, y extraerlo en el invierno, cuando el precio es alto. El principal beneficiario sería la CFE, que es el mayor consumidor de gas natural importado en el país.
• Extender la red nacional de transporte a aquellos estados y regiones en los que se tiene contemplado desarrollar nuevos parques industriales, instalar nuevas centrales eléctricas y, en general, promover su desarrollo.
  • En particular, extender la red de gas natural hasta Salina Cruz, para abastecer de gas las necesidades incrementales que tendrá la refinería cuando entré en operación la nueva planta coquizadora y las nuevas plantas de hidrotratamiento y permita abastecer de gas natural a las empresas que decidan instalarse en los parques industriales que se planea desarrollar en el Istmo de Tehuantepec.
  • Se requiere terminar a la brevedad posible el gasoducto marino Tuxpan, Coatzacoalcos Dos Bocas, así como sus interconexiones con la red del CENAGAS, para estar en disposición de abastecer a las plantas de amoniaco de Cosoleacaque, a la Refinería Olmeca y a las dos nuevas plantas de ciclo combinado de la CFE en la Península de Yucatán.

c) Medidas para reducir la demanda interna de energía (Pemex)

• Implementar las medidas de ahorro y uso eficiente de energía, que han sido identificadas con apoyo del IMP, tanto en las operaciones de producción de petróleo y gas como en las refinerías y complejos de procesamiento de gas. En particular:
  • Modificar los sistemas de precalentamiento de crudo en las plantas primarias del sistema de refinación, que son altamente ineficientes y consumen una gran cantidad de energía.
  • Modernizar las plantas criogénicas de los CPG, para reducir el consume de energía e incrementar la recuperación de etano, materia prima esencial para el rescate de la petroquímica de Pemex.
  • Analizar la conveniencia de reemplazar los turbogeneradores, turbocompresores y turbobombas utilizados en las operaciones de producción costa afuera, por motores de corriente directa, utilizando energía eléctrica generada en las plataformas marinas, con generadores eólicos y/o en tierra, instalando en la central de Atasta una planta de cogeneración que aproveche la energía de los gases de escape de los sistemas de compresión de gas natural y de nitrógeno.
• Instalar modernas plantas de cogeneración en las refinerías, en los CPG y en los complejos petroquímicos.
• Dar prioridad a la instalación en Salina Cruz de una planta de cogeneración de ciclo combinado, con capacidad suficiente para abastecer de electricidad y vapor a la refinería e inyectar a la red excedentes de energía eléctrica.

La instalación de esta central de cogeneración permitirá

• anclar la instalación de un nuevo gasoducto transístmico que proporcione el gas requerido para la cogeneración, el gas para las nuevas plantas que se están instalado en la refinería y para las nuevas industrias que se instalen en el corredor de parques industriales que se piensa desarrollar en el Istmo de Tehuantepec;
• reforzar la red de transmisión en la zona para mejorar la calidad y confiabilidad del suministro de energía eléctrica a los nuevos parques industriales, y
• instalar una nueva línea de transmisión para enviar al centro del país los excedentes de la central de cogeneración y de las nuevas centrales eólicas que se podrán instalar en la zona.

d) Política pública (SENER)

• Desarrollar un plan nacional de gas natural, con metas de corto mediano y largo plazo, así como las medidas de política energética que se propone implementar.

C.- Refinación

C.1.- Diagnóstico

El Sistema Nacional de Refinación tiene una capacidad nominal de procesamiento de crudo de 1.64 millones de barriles por día (B/D), pero nunca se ha logrado alcanzar esa capacidad. En el periodo 2001-2012 alcanzó su máximo nivel de procesamiento, un promedio de 1.25 millones de B/D.

Todas nuestras refinerías, con la excepción del segundo tren de Minatitlán y de la nueva refinería Olmeca, fueron diseñadas hace más de cincuenta años, para operar con crudos ligeros, con criterios de diseño fuertemente condicionados por los bajos precios de energía y muy altos costos de capital que prevalecían en aquellos años, que llevaron a sacrificar eficiencia para reducir costos de inversión.

Tanto la eficiencia térmica de las operaciones como los rendimientos de destilados de alto valor (gasolinas automotrices, turbosina y diésel) por barril de crudo procesado han sido siempre inferiores a los alcanzados por las refinerías de los EEUU, con las que compite.

En el periodo 2007-2011, cuando se lograron los mejores rendimientos, el SNR alcanzó a producir 66 barriles destilados de alto valor y 24 barriles de combustóleo por cada 100 barriles de crudo procesado, mientras que las refinerías de los EEUU producen actualmente un promedio de 88 barriles de destilados de alto valor y menos de 2 barriles de combustóleo por cada 100 barriles de crudo procesado.

Operan con un exceso de personal y con pérdidas financieras, producto del procesamiento de una calidad de crudo diferente al contemplado en el diseño original, con más contaminantes agua, sal, metales, asfaltenos, contenido de azufre, que provocan una gran cantidad de paros no programados, condiciones inseguras y un bajo nivel de operación.

Aun cuando se han efectuado reconfiguraciones con la adición del proceso de coquización retardada y sus plantas adyacentes en Cadereyta, Madero y Salamanca y recientemente en Tula y Salina Cruz, que están por entrar en operación, no se ha subsanado el problema de atraso tecnológico y, si bien pueden operar actualmente con un porcentaje mayor de crudo pesado, no están configuradas para operar con las mezclas de crudo que están siendo utilizadas actualmente

La administración anterior dejó al Sistema Nacional de Refinación (SNR) operando a menos del 40% de la capacidad nominal de procesamiento de crudo y con rendimientos aún menores de destilados de alto valor que los logrados en años anteriores.

Con los esfuerzos realizados por esta administración se logró incrementar la capacidad de procesamiento de crudo de 590 mil B/D en 2019 a 945 mil B/D en 2024, un incremento de 58%. Sin embargo, este incremento en el volumen de crudo procesado no se ha reflejado en un incremento similar en los productos de alto valor, gasolina, turbosina y diésel, y en cambio se ha incrementado de manera significativa la producción de combustóleo, producto que cada vez tiene menos mercado y precios cada vez más castigados. Así, el incremento logrado en la producción de gasolina entre 2019 y 2024 fue de 45% y el de turbosina y diésel de 30%, mientras que el incremento en la producción de combustóleo fue de 102%

El deterioro en los rendimientos por barril de crudo procesado logrados en 2024 frente a los alcanzados en el periodo 2007-2011 es muy significativo. Actualmente el SNR produce más combustóleo que gasolina.

Esto ha implicado que Pemex Transformación Industrial incurra en pérdidas operativas cada vez mayores, rebasando los 40 dólares de pérdidas operativas por cada barril de crudo procesado.

Las principales razones de este importante deterioro en los rendimientos de destilados y el incremento en los rendimientos de combustóleo son las siguientes:

• Un incremento significativo en el porcentaje de crudo pesado suministrado a las refinerías.
• Alimentar condensados al SNR, que aportan poco valor para la producción de gasolina y diésel y complican la operación de la planta primaria.
• Uso de catalizadores inadecuados en las plantas de desintegración catalítica.
• Falta de mantenimiento preventivo que ha impactado en el número de accidentes y paros no programados. Tanto el índice de frecuencia de accidentes como el índice de gravedad se han incrementado de manera significativa.

Mención aparte es el caso del azufre liberado a la atmósfera, pues los balances de las 6 refinerías indican que, por falta de mantenimiento, la mayoría de las plantas recuperadoras de azufre están fuera de operación o están operando inadecuadamente, por lo que las corrientes de gas amargo deben enviarse a los quemadores de campo, emitiendo a la atmósfera grandes cantidades de óxidos de azufre, que son altamente contaminantes.

Los balances llevados a cabo por dos de los autores de esta propuesta indican que, que las seis refinerías han estado incumpliendo con la NOM-148-SEMARNAT-2006, Contaminación Atmosférica – Recuperación de Azufre Proveniente de los Procesos de Refinación del Petróleo, que establece que la recuperación del azufre liberado en los procesos de refinación deberá ser mayor o igual a 90%.

En el año 2023, el conjunto de las seis refinerías emitió a la atmósfera un promedio de poco más de 2,000 ton/día de óxidos de azufre, La refinería que mostraba el mejor desempeño, Cadereyta, apenas está recuperando el 26% del azufre liberado en los procesos. Las otras cinco refinerías tienen un desempeño mucho peor.

C.2.- Propuestas

• Como una acción inmediata para mejorar los resultados de las refinerías del SNR, se requiere incrementar la proporción de crudo ligero en la mezcla que es procesada. Es necesario disminuir el contenido de asfaltenos y otros contaminantes en las cargas a las refinerías, inyectando mayor proporción de crudo ligero.
  • Sería conveniente detonar un PROYECTO DE PRETRATAMIENTO DE CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS (Maloob, Zaap, etc.) con el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) y otras empresas, cuyos objetivos sean la estabilización e inhibición de la precipitación de asfáltenos dentro de los equipos de las plantas de proceso y que se determinen las mezclas óptimas de crudos a procesar en cada una de las 7 refinerías del SNR en base a la tecnología de las plantas y a la metalurgia de diseño de cada una de ellas.
• Es urgente y prioritario proceder a la rehabilitación y, en su caso, a la reconstrucción de las plantas recuperadoras de azufre para cumplir con las disposiciones establecidas en las Normas Oficiales y reducir al mínimo las emisiones de óxidos de azufre a la atmósfera, que están contribuyendo de manera significativa a la contaminación ambiental de las zonas urbanas circundantes. También proponemos establecer políticas operativas que limiten enviar gas ácido al quemador y mayor transparencia en los informes de Pemex sobre el cumplimiento de esta norma.
• El incremento de los rendimientos y de la mejora del margen operativo es función de elevar el porcentaje de utilización de la capacidad instalada, Por lo tanto, se requiere incrementar el proceso de las refinerías arriba del 60% de utilización y esto se logrará con una composición de crudo más cercana al diseño de la refinería y por medio de un diagnóstico operacional exhaustivo para determinar con precisión las causas que impiden incrementar la utilización de la capacidad disponible.
• Las plantas más importantes son los de Fluid Catalytic Cracking, FCC, y Coquización Retardada que procesan corrientes de bajo valor y las convierten en productos de muy alto valor agregado. Por lo tanto, estas plantas deben operar al 100% de eficiencia y se les debe dar toda la atención necesaria, completando al 100% su rehabilitación, en especial el sistema de circulación de catalizador y el sistema de recuperación de vapores en las plantas FCC
• Para mejorar el desempeño las plantas FCC, se requiere utilizar los catalizadores más adecuados pare el tipo de crudo a ser procesado y evaluar previamente el desempeño catalizador en las plantas pilotos del IMP. De esta forma se evitaría la asignación de contratos de suministro a proveedores no adecuados y deshonestos, como desafortunadamente ocurre con mucha frecuencia.
• Se debe prestar especial atención a las secciones de recuperación de hidrocarburos ligeros, como propano-propileno, butano-butileno, isobutano,  etc., corrientes de alto valor agregado que actualmente no se ven reflejados en los balances oficiales reportados, lo que es indicativo de que se están perdiendo, posiblemente en los desfogues de gases, por lo que se está quemando una riqueza que podría mejorar los estados de resultados.
• Se debe considerar restablecer la producción de asfaltos ya que es un mercado perdido por Pemex. Las necesidades de estos productos son inmensas dadas las condiciones de las carreteras en México que requieren una urgente reparación y que actualmente el asfalto requerido se importa en su mayoría. El mercado de asfaltos es altamente rentable y las seis refinerías deberían estar en posibilidad de producir este producto.
• Se debe analizar cuanto antes los diagnósticos operacionales de cada refinería para determinar el presupuesto que requieren para que puedan operar al máximo rendimiento. El objetivo es tener un PRESUPUESTO INTEGRAL CONSOLIDADO PARA EL 2025, incluyendo un análisis costo beneficio de las inversiones requeridas, para que la Secretaría de Hacienda tome en cuenta la disponibilidad de recursos desde enero y se puedan iniciar actividades de reparaciones y compra de materiales, equipos, etc. que se requieran realizar. Si el presupuesto es limitado, se deben priorizar las refinerías de Cadereyta, Tula y Salamanca.
• Ejecutar un programa de evaluación de habilidades del personal técnico de confianza que está a cargo de las 6 refinerías, desde el Gerente, Superintendentes e Ingenieros de Línea, para comprobar que tienen el conocimiento y experiencia que les permia ejecutar eficazmente en sus responsabilidades. El IMP puede colaborar en esta revisión.
• Realizar las rehabilitaciones de plantas en periodos de 40 días, asegurando la corrida operativa de tres a cinco años (según el proceso); Se evitarían los paros de plantas no programados y se cumpliría el programa de producción. Durante el periodo de reparación se debe programar la importación de los insumos necesarios, evitando así las compras de emergencia, a precios elevados.
• Aprovechar la experiencia y habilidades del personal manual y técnico en la operación, rehabilitaciones, mantenimiento preventivo y correctivo, pues dicha capacitación es costosa.
• Contratar a las compañías constructoras únicamente para los trabajos de mantenimiento donde se tenga que utilizar equipo pesado, con grúas de gran capacidad, herramientas especializadas, como limpieza y reparación de equipo de intercambio de calor, rotores de compresores de gas e hidrógeno, turbogeneradores de energía eléctrica, etc.
• Se debe recuperar la experiencia y conocimientos (vía Recursos Humanos) de los jubilados (técnicos y sindicalizados) su intervención en la operación, rehabilitaciones, programación, diagnósticos, evaluaciones, capacitación, optimización, para transmitir la experiencia a las nuevas generaciones, para asegurar una excelente gestión de los procesos.
• De la misma manera, la experiencia y conocimientos del personal jubilado (técnicos y sindicalizados) debe aprovecharse, posiblemente a través del IMP, para dar capacitación a las nuevas generaciones referente a temas de: operación, mantenimiento, seguridad, protección ambiental y temas administrativos propios de una refinería.
• Se deben retomar las acciones propuestas que emergieron del estudio de “Mejora del Desempeño Operativo” (MDO) que se aplicó a las 6 refinerías en la década del 2000, en las cuales se detectaron los principales cuellos de botella que tenían cada una de las plantas de proceso.
• Y de la misma manera, se debe reactivar el sistema SOLOMON que detecta las áreas de oportunidad de mejora mediante los índices Solomon, principalmente el de Intensidad de Energía, que, al compararse con el desempeño de las mejores refinerías del mundo, permite también encontrar las áreas de oportunidad de mejora en la gestión de nuestras refinerías.
• Es necesario proporcionar a cada refinería de herramientas de simulación y optimización de procesos, herramientas indispensables en las refinerías para aumentar la eficiencia de la operación de las plantas para lograr metas establecidas de calidad y volumen de productos al menor costo posible de recursos y energía. Estos programas informáticos deberán ya estar interactuando con la Inteligencia Artificial.
• Y adicionalmente se deben actualizar los sistemas de control distribuido y avanzado en cada refinería con la última tecnología, para permitir una amplia gama de automatización de los procesos que ayuden a los operadores a operar con mayor seguridad y que tengan mayor capacidad de respuesta en situaciones de emergencia. La capacitación en estos sistemas es indispensable para todo el personal dedicado al control de las plantas y equipos.
• Concluir la construcción y puesta en operación de la refinería Olmeca, así como la reconfiguración de la refinería de Tula, Hgo y agilizar los trabajos para la reconfiguración de la refinería de Salina Cruz, Oax.
• Detectar y analizar proyectos de bajo costo y alto beneficio que permitan revivir la sinergia entre la refinación y la petroquímica. En los procesos de refinación se producen materias primas de la petroquímica mezclados en la producción de petrolíferos. El objetivo sería separarlos para aprovechar su mayor valor.
• Considerar, como parte de una estrategia de transición, la instalación en el mediano plazo de plantas de Gasificación de Residuales y reactores de Fischer-Trops en las refinerías, así como plantas de proceso que permitan incorporar la producción de biocombustibles.
• Políticas administrativas que impactan en la Seguridad y Producción
  • Inexistencia de áreas técnicas-operativas.
  • Falta de personal experto en las áreas de operación y las diversas especialidades de mantenimiento.
  • Inclusión de las coberturas de personal operativo en las medidas de austeridad
  • Falta de estrategia para la selección, contratación y formación de personal especializado.

D.- Petroquímica

D.1.- Diagnóstico

En las últimas tres administraciones del país, la situación de la industria petroquímica se ha ido deteriorando por diferentes causas, que se describen a continuación:

• Falta de una idea concisa de lo que se pretende hacer con esta industria, lo que ha ocasionado una falta de inversión en esta industria y en las de procesamiento de gas que le suministra la mayor cantidad de materias primas, etano y gas natural
• La antigüedad de la tecnología usada.

Lo anterior ha causado una disminución en la producción de petroquímicos básicos, que son insumos necesarios para la petroquímica secundaria y terciaria y, consecuentemente, ha incrementado la importación, con la afectación de la balanza comercial del país y la pérdida de oportunidades para la creación de empleo y de crecimiento económico.

D.2.- Propuestas

• Incremento en la Terminal Marítima de Pajaritos de la vaporización de etano importado.
  • Con esta facilidad y el sistema actual de vaporización, se puede alcanzar a vaporizar 1,800 T/D de etano, para producir 1,366 T/D de etileno de inmediato (451,025 T/A) en Cangrejera y Morelos, que puede dar carga a las plantas de polietileno de baja y alta densidad, lineal y óxido de etileno.
• En una segunda etapa, flexibilizar la alimentación a la planta de etileno Morelos instalando nuevos hornos de pirólisis que permitan utilizar como carga una mezcla de etano y gasolinas naturales, en vez de únicamente etano, se puede llegar a producir hasta 600,000 T/A de etileno, con los que eventualmente se podrían producir mayor cantidad de derivados de etileno, propileno, butano, butilenos y gasolina pirolítica para productos aromáticos. Este proyecto requiere modificar y modernizar la planta de etileno.
  • En una tercera etapa, modernizar el tren de aromáticos de Cangrejera, mediante la adición de una nueva planta Parex, para la producción de paraxileno y de una planta Tatoray para la desproporcionización de xilenos hacia paraxileno. Este proyecto podría realizarse con empresas de la iniciativa privada.
• Debe analizarse la conveniencia de transformar el Complejo Petroquímico Cangrejera en una refinería petroquímica, usando parte del tren de aromáticos actualmente instalados.
  • Para ello, debe hacerse una evaluación minuciosa para verificar la viabilidad económica sobre la posible rehabilitación de la planta BTX de Cangrejera, la cual ha estado fuera de operación por más de 13 años y tiene una tecnología de los años setenta o si conviene más construir una planta reformadora nueva o bien usarse la planta reformadora actualmente en operación que se dedica a la producción de gasolina de alto octano.
• Una vez terminado el gasoducto de Tuxpan a Coatzacoalcos se tendrá suficiente gas para alimentar al Complejo de Cosoleacaque, por lo que se requiere reparar las plantas de amoniaco de Cosoleacaque. Con este proyecto se puede incrementar la producción de fertilizantes.
• Se debe estudiar la instalación de una nueva planta de cogeneración en el CPQ Cangrejera para sustituir a la planta de cogeneración actual, que tiene muy baja eficiencia.

E.- Servicio público de electricidad

E.1.- Diagnóstico

Los sistemas eléctricos de potencia que sirven para sostener el Servicio Público de Electricidad (SPE), lo que antes de las reformas privatizadoras del siglo pasado era obligación exclusiva del estado a través de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), aunque desde sus inicios a finales del siglo XIX, fue de propiedad privada y evolucionó, como en todo el mundo, a concesiones regionales otorgadas por el estado. Con la creación de la CFE a finales de 1937 se empezó el desarrollo de la empresa estatal de generación y transmisión, lo que permitió en 1966 la nacionalización de varias empresas regionales, todas de capital extranjero mayoritario y que posibilitó que la CFE se convirtiera en empresa nacional, con suministro al público.

La nacionalización no pudo completarse dada la resistencia de las empresas concesionarias en el centro del país, las que se transformaron en Luz y Fuerza del Centro (LFC), que se resistieron al avance de la propiedad nacional hasta final del siglo XX. No obstante lo anterior, el estado mexicano logró la integración de una red nacional de transmisión, a pesar de un obstáculo tecnológico brutal que era el de la frecuencia de 50 Hz en el área de la empresa, asimismo se fue logrando la unión de sistemas aislados para integrar lo que se conoce como el Sistema Interconectado Nacional (SIN) al que ya casi solo le falta incorporar Baja California Sur.

La CFE logró mantener el ritmo del crecimiento de la demanda provocada por el crecimiento económico, los servicios municipales, la agricultura de riego y el aumento de la electrificación doméstica a ritmos que seguramente no se hubieran logrado con las concesiones regionales aisladas en manos privadas.

A estos tiempos el SPE consta de una red nacional de transmisión y redes locales de distribución que hacen llegar el servicio a más del 99.12% de la población logrado con 48 millones de puntos de consumo.

La CFE controla más de 60,000 MW de capacidad de generación, de un total de 90,000 MW instalados en el país; la calidad del servicio es similar a la de cualquier país desarrollado, con índices de interrupciones, emisiones y precios al consumidor muy similares al resto del mundo.

El equilibrio entre participación estatal y privada ya se está logrando con las reformas recientes al marco legal; la confiabilidad lograda por el sistema es aceptable; sus costos también; la cobertura ha avanzado sustancialmente. Hace falta sin embargo, asegurar el crecimiento sostenido de las capacidades, tanto de generación como de transmisión, el mantenimiento de la confiabilidad y de manera fundamental entrar al proceso de transición hacia fuentes generadoras de muy bajas emisiones de carbono, lo que para cumplir los acuerdos y metas internacionales tendría que ser de 50 gCO₂/kWh, lo que es 8 veces menor que la emisión actual del conjunto de generadores existentes en el país, ello con el menor costo posible.

Nuestra propuesta busca que se mejore la vida de los habitantes y se haga posible la actividad económica competitiva, hacer llegar los beneficios de la electrificación a toda la población, con precios justos, lograr que se satisfaga la demanda de electricidad para las actividades comerciales, industriales, agrícolas y de servicios públicos, a precios competitivos.

Buscamos el beneficio de toda la población, tanto en calidad de vida en sus viviendas, como en la satisfacción de electricidad para los servicio públicos y en la suficiencia de energía eléctrica a precios competitivos para las necesidades de la economía. También, más y mejores empleos, mejor calidad de vida, calidad de servicios públicos.

En lo técnico podemos resumir nuestra inquietud en: búsqueda de continuidad, calidad y suficiencia del servicio público de electricidad existente, ello con precios correctos de la energía eléctrica.

E.2.- Propuestas

Para alcanzar los objetivos anteriores: crecimiento, bajas emisiones y costos mínimos, es necesario lo siguiente:

• Lograr la generación de energía eléctrica con tecnologías renovables de viento y sol, hasta un máximo de entre 30 y 40%, a pesar de su desventaja de variabilidad, bajo factor de planta (30%) y ausencia de capacidades de regulación. No emiten gases de efecto invernadero (GEI).
• Restablecer el programa de construcción de aproximadamente 10,000 MW de hidroeléctricas, que se le canceló a la CFE con la reforma de 2013 y que incluye varios proyectos de almacenamiento de energía por rebombeo. Las centrales hidroeléctricas son ideales para almacenar energía y para compensar la carga variable de las renovables de viento y sol, son de respuesta rápida y de bajos costos de mantenimiento. Pueden ser de fabricación nacional. No emiten gases de efecto invernadero (GEI).
• Reiniciar un programa de construcción de varios miles de MW de centrales geo-termoeléctricas, las que son de muy alto factor de planta, superior a 90%, son ideales para la carga base y pueden aportar regulación al sistema. Pueden ser de fabricación nacional. No emiten gases de efecto invernadero (GEI).
• Establecer un programa de plantas de cogeneración en todas las refinerías y petroquímicas de Pemex TRI, menos Salamanca y ciudad Pemex que ya tienen esquemas modernos. Este programa puede tener una duración de unos 10 años para completar alrededor de 5,000 MW.

La cogeneración aporta regulación primaria, ahorra combustibles y emisiones de GEI, permitiría a las plantas de Pemex tener ahorros en sus costos de electricidad y vapor de servicio y, si se encarga a terceros, libera focos de atención de los encargados de procesos de refinación y petroquímicos. En su construcción hay oportunidades de integración nacional. Disminuyen la emisión de gases de GEI.

• Promover el equipamiento de áreas de producción eficiente de electricidad a partir de residuos como las cogeneraciones en ingenios que merecen atención para aumentar su eficiencia y que pueden aportar varias centenas de MW de capacidad excedente de generación al sistema .También se debe desarrollar una estrategia de apoyo a industrias privadas para que desarrollen proyectos de cogeneración con excedentes para la red con lo que podría lograrse una cantidad de varios miles de MW nuevos. Estos proyectos permiten aumentar la capacidad de generación nacional sin cargar las finanzas estatales, permiten ahorros de combustible y emisiones, sus generadores pueden aportar regulación primaria. Son ideales para la generación base del sistema. Se pueden construir con alta integración nacional. Todos estos proyectos son oportunidades indudables para empresas privadas.
• Emprender un programa de construcción de no menos de 20,000 MW de centrales nucleoeléctricas en los próximos dos decenios. Esta generación es de base. Es de cero emisiones, es de las pocas tecnologías que aportan grandes contribuciones de reducción de GEI para poder lograr la meta de 50 gCO₂/kWh. Estos son proyectos estatales.
• Emprender decididamente la reducción de consumo de gasolinas, Diesel, combustóleo y carbón, y aunque se considere combustible de transición, hay que empezar a planear desde ahora la salida del gas natural.
• Emprender un programa nacional de masificación del transporte, tanto de pasajeros, como de carga, local, regional y de larga distancia. Esto libera las vías de comunicación. Puede tener una alta integración nacional. Aumenta la demanda eléctrica, pero en el conjunto nacional reduce el consumo de combustibles y la emisión de GEI. Es uno de los puntos más importantes de la transición energética.
• Emprender otro programa de electrificación del consumo doméstico. Puede tener una alta integración nacional. Aumenta la demanda eléctrica, pero en el conjunto nacional reduce el consumo de combustibles y la emisión de GEI. Es otro de los puntos importantes de la transición energética.
• Emprender un programa nacional de aumento de eficiencia energética y de reducción del consumo por optimización tecnológica, tales como: aislamiento térmico, medición, automatización, motores con control de velocidad, uso de bombas de calor, calentamiento solar. Esto reduce la demanda eléctrica y en el conjunto nacional reduce el consumo de combustibles y la emisión de GEI. Es otro de los puntos importantes de la transición energética.
• En lo inmediato es urgente recuperar la disponibilidad de más de 10 GW del parque de generación de la CFE, también poner en servicio las plantas en construcción y terminar las modernizaciones de centrales hidroeléctricas iniciadas en el sexenio anterior.
• Se requiere acelerar la puesta en servicio de proyectos renovables privados obstaculizados en el sexenio pasado, ello puede aportar al menos 1 o 2 GW nuevos de renovables.
• Dada la ausencia de inversión de ya dos sexenios en transmisión, es urgente mejorar varios enlaces de la red nacional que ponen en riesgo la estabilidad de los sistemas, además de facilitar la llegada de nuevos centros de consumo y de generación que puedan haber estado detenidos por permisos, lo que se reflejará en un importante incremento en las inversiones.
• Es urgente terminar de restablecer y aplicar la planeación central de la CFE desmantelada desde la reforma.
• Aunque suene obvio, es indispensable aplicar la ley, no hacer adjudicaciones directas como las del sexenio pasado; o construir obras que se pagan aunque no se usen, como varios gasoductos y centrales generadoras.
• No establecer alianzas con empresarios privados sin que haya de por medio una previa licitación pública. En todo caso, es mejor facilitar la llegada de inversión privada al 100% de propiedad bajo esquemas similares a los Productores (realmente) Independientes de Energía, que ya mostraron resultar exitosos, permitiendo el acceso abierto a las redes de transmisión y a las de gas. No hay restricción legal para ello y reduciría la presión sobre las finanzas públicas, lo que permitirá que el Estado pueda enfocar sus recursos de inversión en los proyectos que son indispensables para terminar de rescatar y modernizar las dos empresas estatales, Pemex y CFE para cumplir con los compromisos asumidos por el país para enfrentar la transición energética.

Nota importante:

Los trabajos presentados en las sesiones del Observatorio Ciudadano de la Energía, AC que abundan en los detalles técnicos que han sido la base de este trabajo, están disponibles en www.energia.org.mx.