El fracaso del rescate del Sistema Nacional de Refinación

Antecedentes

El sistema nacional de refinación (SNR) consta de seis refinerías poco eficientes que requieren urgentemente ser modernizadas. Su capacidad nominal de refinación de crudo es de 1.64 millones de barriles por día. Las dos últimas refinerías, Cadereyta y Salina Cruz, entraron en operación en 1979. Las refinerías de Salamanca, Madero y Minatitlán fueron diseñadas para procesar crudo extra-ligero, mientras que las de Tula, Cadereyta y Salina Cruz, se diseñaron para procesar crudo ligero, tipo Istmo.

Todas fueron diseñadas con base en la tecnología de su época y con criterios de diseño fuertemente condicionados por los bajos precios de energía y los muy altos costos de capital que prevalecían en aquellos años, que llevaron a sacrificar eficiencia y rendimientos para reducir los costos de inversión, por lo que, desde un inicio, todas ellas tenían un rendimiento de productos de mayor valor y un nivel de eficiencia en el consumo de energía mucho menores que las refinerías de la costa del Golfo de los Estados Unidos, con las que hoy compiten.

Mientras que las refinerías de la costa del Golfo de los Estados Unidos se han seguido modernizando a lo largo de estos años, las de Pemex, siempre sujetas a restricciones presupuestales, se fueron quedando rezagadas, con excepción de la adición de algunas plantas de proceso para mejorar la calidad de los combustibles y algunas limitadas modernizaciones en las refinerías de Tula, Madero y Cadereyta y, más recientemente, con la adición de un nuevo tren de refinación en Minatitlán.

Desde fines de los años ‘70, cuando inició la producción en Cantarell del crudo pesado tipo Maya, se empezó a procesar una mezcla de 70% de Istmo con 30% de Maya. Si bien los resultados fueron satisfactorios desde el punto de vista de procesamiento, empezó a deteriorarse la calidad de los productos elaborados, declinó el rendimiento de productos de mayor valor comercial y aumentó la producción de combustóleo. A mediados de la primera década de los años 2000, a medida en que se fue agotando la producción de Maya y empezó a ser substituida por crudos Ku-Malob-Zaap más pesados, el desempeño del SNR se deterioró aún más.

En el periodo 2006-2012 se hizo un esfuerzo por mejorar el desempeño de las seis refinerías. En esos años, el SNR procesó un promedio de 1.2 millones de barriles diarios de crudo, se logró alcanzar un rendimiento promedio de 66barriles de destilados de alto valor (gasolina, turbosina y diésel) por cada 100 barriles de crudo procesado, y se logró reducir el rendimiento de combustóleo, producto que cada vez tiene menor demanda, a 24 barriles por cada 100 barriles de crudo procesado.

Como punto de comparación, el conjunto de las refinerías de los Estados Unidos produce un promedio de 88 barriles de destilados de alto valor y menos de 2 barriles de combustóleo por cada 100 barriles de crudo procesado. Adicionalmente, la eficiencia térmica de las refinerías norteamericanas es muy superior al de las refinerías nacionales. Como resultado de lo anterior, mientras que las refinerías norteamericanas operan con un margen de utilidad neta de 5 a 10 dólares por barril de crudo procesado, las refinerías del SNR en ese periodo generaron una pérdida neta de entre 15 y 20 dólares por barril de crudo procesado.

Durante la administración pasada, al enfrentar una brusca caída de los precios internacionales de crudo y la consecuente restricción presupuestaria, se tomó la decisión de reducir la capacidad de procesamiento del SNR a un promedio de 640 MBD, esto es, 40% de su capacidad nominal. Por las fuertes restricciones presupuestales bajo las cuales se vio obligado a operar Petróleos Mexicanos, desafortunadamente se les dejó de dar mantenimiento a las refinerías, razón por la cual la presente administración las recibió con un alto grado de deterioro.

Como consecuencia de esa falta de mantenimiento, los rendimientos de 66 barriles de destilados por cada 100 barriles de crudo procesado logrados en el periodo 2007-2012, se redujeron a 62.1 B de destilados/100 B de crudo, mientras que el rendimiento de combustóleo se incrementó de un promedio de 24.0 B de combustóleo/100 B de crudo procesado en el periodo 207-2012 a un promedio de 25.7 B/100 B de crudo.

Aun así, se logró reducir las pérdidas del SNR a un promedio de 7 dólares por barril de crudo procesado en el periodo 2015-2017, si bien, por la caída adicional en los rendimientos, en 2018 se tuvo una pérdida de 14 dólares por barril.

Evolución del SNR en estos últimos cinco años

A pesar de los grandes recursos comprometidos por la presente administración para incrementar la producción de crudo, el promedio de crudo generado en estos últimos cinco años ha sido de700 MBD, 73% menos que en la pasada administración.

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La meta a alcanzar con la rehabilitación de las seis refinerías inicialmente planteada por esta administración era llevarlas a finales de 2021 a un nivel de operación del 85% de su capacidad instalada, es decir, alrededor de 1,400 MBD. Si bien, a principios de 2021 se rectificó la meta para llegar a 1,200 MBDen 2023, el promedio actual aún se encuentra lejos de alcanzar dicho volumen.

A lo largo de estos cinco años, Pemex ha logrado incrementar el volumen de crudo procesado.
En 2023 se procesaron 792 MBD, frente a los 612 MBD procesados en 2018, un incremento de 30%. Aun así, el SNR está operando a menos del 50% de su capacidad nominal y muy lejos de la capacidad comprometida para 2023 de 1.2 millones de barriles.

El problema mayor que está enfrentando Pemex no es el bajo nivel de procesamiento de crudo en las refinerías, sino los problemas de operación que está teniendo por operar con crudos que no son los adecuados para las instalaciones existentes y, sobre todo, con los cada vez más bajos rendimientos en destilados de alto valor, el principal producto de una refinería, y los cada vez mayores niveles de producción de combustóleo con alto contenido de azufre, un producto que cada vez tiene menos valor y resulta difícil encontrarle un mercado.

Esto se debe a que el combustóleo ha sido casi totalmente desplazado en las últimas dos décadas por el gas natural como combustible industrial o para la generación eléctrica, por ser más económico y mucho menos contaminante.

En la gráfica siguiente se comparan tanto los niveles de producción logrados en estos últimos cinco años como los rendimientos promedio (barriles de crudo producido por cada 100 barriles de crudo procesado – cifras entre paréntesis) con los logrados en los dos sexenios anteriores, particularmente con los promedios logrados en el sexenio 2007-2012, en el que los técnicos de Pemex hicieron un esfuerzo por mejorar el desempeño del SNR.

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El deterioro es muy evidente. Mientras que en el periodo 2007-2012 lo logró alcanzar un rendimiento de 66% (66 B de destilados por cada 100 barriles de crudo procesado), en el periodo 2019-2023 el rendimiento de destilados fue tan solo de 54%. Por el contrario, el rendimiento de combustóleo se incrementó de 25% a 31%.

En la gráfica siguiente se hace un análisis similar de los incrementos logrados en estos últimos años como resultado de la política de esta administración de restaurar las plantas que habían sido afectadas por la falta de mantenimiento y recuperar los niveles de producción logrados en años anteriores, pero cargando a las refinerías con una mezcla de crudo cada vez más pesada, sin usar los catalizadores adecuados para el tipo de crudo suministrado y sin invertir en la modernización del sistema.

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Los incrementos logrados en estos cinco años los podemos resumir en la siguiente tabla, donde se comparan los resultados de 2023 con los de 2019, primer año de esta administración.

En resumen, los esfuerzos realizados y las inversiones comprometidas en esta administración por incrementar los volúmenes de crudo procesado tuvieron como resultado:

• un incremento de 200 MBD de crudo procesado (+30%),
• un incremento de destilados de alto valor de tan solo 60 MBD (+17%) y
• un incremento de combustóleo, producto que cada vez vale menos, de 110 MBD (+110%)

Los resultados anteriores demuestran que, no solo no ha sido posible alcanzar la meta de producción comprometida, sino que los incrementos logrados han implicado una mayor producción de combustóleo por barril de crudo procesado y una reducción significativa en la producción de destilados de alto valor (gasolina, turbosina y diésel).

Los esfuerzos por incrementar el nivel de procesamiento de crudos, y las fuertes inversiones que se destinaron para ello, no sólo no permitieron recuperar los rendimientos logrados en el periodo 2007-2012, a pesar de que ahora se cuenta con el nuevo tren de destilación de la refinería de Minatitlán que incluye una moderna coquizadora, sino que el deterioro en los rendimientos de destilados de alto valor se ha acentuado año con año:

Las razones del deterioro en rendimientos son múltiples, pero destacan las siguientes:

• Mientras que el SNR se operaba antes con una mezcla de 34% de crudo pesado, en los últimos cuatro años el SNR ha estado operando con 50% de crudo pesado.
• El crudo pesado que tenemos actualmente tiene mayor contenido de azufre, más metales pesados y más asfaltenos que el crudo Maya. Los asfaltenos son productos complejos, de alto peso molecular, que estorban en los procesos de destilación y son difíciles de procesar en las plantas de desintegración catalítica.
• No se están usando los catalizadores más adecuados en las plantas de desintegración catalítica con que cuenta el sistema para el tipo de crudo alimentado, por lo que se caen los rendimientos y se incrementa el número de fallas y de paros no programados.
• No se les ha dado un mantenimiento adecuado a las plantas de desintegración catalítica ni a las plantas coquizadoras.
• Pemex, en estos últimos cinco años, ha perdido un gran número de técnicos con experiencia y conocimientos.

Todas las refinerías del SNR han empeorado sus rendimientos. Las refinerías del SNR que tuvieron mejores rendimientos en 2023 de gasolina, turbosina y diésel, son las de Cadereyta, Salamanca y Tula, pero dichos rendimientos están por muy debajo de los alcanzados anteriormente. La refinería que menos ha deteriorado su desempeño es Tula. En todas las demás, la caída ha sido dramática.

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Las refinerías que más combustóleo producen por barril de crudo procesado son Salina Cruz, Tula, Madero, y Salamanca.

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La producción de combustóleo es un pésimo negocio

La producción de combustóleo de alto contenido de azufre ya era un mal negocio en 2018, por haber sido desplazado por el gas natural en sus principales mercados. Su principal destino en aquellos años era como combustible marino. Los precios del combustóleo se deterioraron aún más a partir del primero de enero de 2020, cuando entró en vigor el Convenio Internacional para Prevenir la Contaminación por los Buques (Convenio MARPOL)^[1], celebrado bajo los auspicios de las Naciones Unidas. Dicho convenio establece la prohibición de utilizar combustóleo con alto contenido de azufre como combustible marino en alta mar, por el alto daño ambiental que causa al medio ambiente. Con la entrada en vigor de dicho tratado, Pemex perdió su principal mercado de exportación.

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El precio del combustóleo es hoy mucho más bajo que el de la gasolina y el diésel. Además, en las ventas nacionales Pemex se ha visto obligado a ofrecer a la CFE un importante descuento adicional sobre el precio de exportación, para que las centrales térmicas en las que la CFE está utilizando combustóleo puedan competir en el despacho económico con las centrales térmicas que utilizan gas natural.

Como decíamos antes, el combustóleo ha sido desplazado en casi todos sus mercados por el gas natural y prácticamente los únicos usuarios importantes en el país son el propio Pemex, que lo ha vuelto a utilizar en sus refinerías como combustible, y la CFE, que lo utiliza para la operación de algunas de sus viejas centrales térmicas, como Tula y ocasionalmente Manzanillo y Altamira, y para operar las primeras seis unidades de la central carboeléctrica de Petacalco, sustituyendo indebidamente el uso de carbón importado de bajo contenido de azufre por combustóleo.

Y afirmamos que indebidamente, ya que, si bien las seis unidades fueron diseñadas para poder utilizar combustóleo en una eventualidad, a diferencia de las viejas centrales térmicas de la CFE, no fueron diseñadas para operar de manera continua con un combustóleo que contiene un alto contenido de azufre y un alto contenido de vanadio, como el que produce Pemex, por lo que están sufriendo un alto deterioro. Esto se debe a que el vanadio se convierte en pentóxido de vanadio en las calderas, se deposita en las superficies de los sistemas de recuperación del calor de los gases de combustión y ahí actúa como catalizador para convertir entre el 1% y el 2% del dióxido de azufre en trióxido de azufre, que a su vez reacciona con el agua de los gases de combustión y se convierte en ácido sulfúrico, el cual corroe todas las superficies metálicas que encuentra en su paso, acortando la vida de los equipos, e incrementando la frecuencia y la duración de los paros para mantenimiento y, por tanto, los costos de operación. Pero el daño mayor no lo causan a las propias centrales sino a las áreas circundantes, ya que, con la presencia de los aerosoles de ácido sulfúrico, los gases emitidos son aún más corrosivos para el medio ambiente y más tóxicos y dañinos para las personas y animales que los respiran, que si llevaran únicamente dióxido de azufre.

La estrategia para exportar los excedentes de combustóleo ha implicado altos costos

La gran mayoría del combustóleo producido ya no tiene mercado en el país y debe ser exportado, pero, como decíamos antes, a partir de enero del 2020 se le cerraron a Pemex sus principales mercados de exportación. Es por ello que Pemex ha recurrido a exportarlo a la Costa del Gofo de los EEUU, mezclado con crudo ligero, para ser usado como carga en refinerías de alto conversión, con plantas coquizadoras, en sustitución del crudo Maya, oportunidad que se abrió temporalmente gracias a la contracción del diferencial de precios entre el crudo ligero y el crudo pesado.

Secretaría de Energía. Sistema de información Energética

Para formular la carga para la refinería y para reducir los costos de transporte, el combustóleo se mezcla con crudo ligero y con condensados, ya que, para transportar el combustóleo por separado, se requiere mantenerlo caliente, a 60°C.

Así, a medida que se incrementan los volúmenes de combustóleo producidos en el SNR que es necesario canalizar a los mercados de exportación, se reduce también el volumen de crudo ligero tipo Istmo que está disponible para alimentar las refinerías del SNR y se incrementa la disponibilidad de crudo pesado tipo Maya que es necesario procesar en el SNR.

Pemex se ve así obligado a cargar una mezcla cada vez más pesada a sus refinerías, abatir aún más sus rendimientos y sus márgenes de operación e incrementar aún más la producción de combustóleo y, como resultado, mientras que las refinerías del sur de Texas y del Sudeste Asiático que hoy procesan como carga nuestro combustóleo maximizan sus utilidades, comprando con descuento la mezcla de combustóleo y crudo ligero en lugar de crudo Maya, nuestras refinerías han incrementado de manera significativa las pérdidas por barril de crudo procesado, pérdidas que se han disparado en los últimos cuatro años.

Fuente: Informes financieros auditados de Pemex

Si bien este es uno de los principales problemas que enfrenta Pemex y que ha sido una de las principales causas del creciente deterioro financiero de la empresa, este no ha sido único impacto negativo de esta estrategia para las finanzas de Pemex.

Al crudo Maya que fue desplazado de sus mercados tradicionales, que tanto esfuerzo costó consolidar, que no pudo ser canalizado a las refinerías mexicanas, hubo que conseguirle nuevos mercados de exportación, por lo que fue necesario incrementar los descuentos otorgados respecto al precio de los crudos de referencia.

Con el gran incremento que han tenido año con año los volúmenes de combustóleo que ha sido necesario colocaren los mercados de exportación, el impacto en los precios de todos los crudos exportación y del propio combustóleo ha sido cada vez mayor, como se puede apreciar en la gráfica siguiente.

Fuente: Secretaría de Energía. Sistema de información Energética

Mientras que, en 2020, cuando entró en vigencia el Acuerdo de MARPOL, el descuento otorgado al precio del crudo Istmo fue de 2.44 USD/B, el descuento al precio del crudo Maya fue de 3.99 USD/B y el del combustóleo fue de 10.80 USD/B, tan solo tres años después, los descuentos se incrementaron a 6.42 USD/B para el crudo Istmo, a 9.78 USD/B para el crudo Maya y a 21.00 USD/B para el combustóleo.

Esto significa que, en tan solo tres años, el crudo Istmo perdió 4.00 USD/B, el crudo Maya perdió
5.80 USD/B y el combustóleo perdió 10.20 USD/B.

Considerando los volúmenes exportados, estos descuentos adicionales al precio de nuestros productos de exportación representaron para Petróleos Mexicanos, tan solo en 2023, una pérdida de 6,000 millones de dólares, pérdida adicional a las cuantiosas pérdidas generadas al SNR.

Alto impacto ambiental por las emisiones de óxidos de azufre e incumplimiento de la Norma Oficial Mexicana de Recuperación de azufre

Como se mencionaba antes, el crudo que produce México es un crudo amargo, esto es, contiene un alto contenido de azufre. Los contenidos de azufre de los diferentes tipos de petróleo que México comercializa son los siguientes: Olmeca (0.95%); Istmo (1.8%) y Maya (3.4%-3.8%).

Una parte del azufre contenido en el crudo procesado en el SNR se queda en los productos residuales: combustóleo (3.9%) ; asfaltos (5.1%) y coque de petróleo (7.0%).

El resto del azufre se libera en las plantas de hidrotratamiento que reducen el contenido de azufre de los diferentes productos de refinación (GLP, gasolina, turbosina y diésel) para cumplir con la norma de calidad de combustibles, donde se transforma en ácido sulfhídrico (H2S), un producto altamente tóxico.

Para poder procesar estas corrientes de ácido sulfhídrico, Pemex cuenta con plantas de recuperación de azufre, que permiten evitar que este azufre sea emitido a la atmósfera, a través de los quemadores de campo, en forma de dióxido de azufre, ya que este gas también es tóxico y nocivo para la salud y el medio ambiente.

Una vez en la atmósfera, el dióxido de azufre se transforma gradualmente a trióxido de azufre y, en presencia de humedad, forma ácido sulfúrico en forma de aerosoles, principal causa de la lluvia ácida, que a su vez se transforma gradualmente en sulfatos, generando así una parte importante de las partículas finas (PM2.5) que contaminan las ciudades y que, al ser respiradas, causan daño a los pulmones.

En 2006, la SEMARNAT emitió la NOM-148-SEMARNAT-2006, de cumplimiento obligatorio para Pemex, en donde se establece que:

a)     La recuperación de azufre de las refinerías de petróleo deberá ser mayor o igual a 90%,

b)     La recuperación de azufre de refinerías que se instalen en fecha posterior a la entrada en vigor de esta Norma, deberá ser mayor o igual a 95%.

c)     Pemex deberá calcular diariamente la recuperación de azufre de cada refinería y deberá registrar en la Cédula de Operación Anual la emisión total a la atmósfera de bióxido de azufre de cada una de sus refinerías.

d)     La evaluación de la conformidad será realizada por la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales, por conducto de la ASEA.

En la siguiente gráfica se presenta la evolución que a lo largo de los últimos años ha tenido la recuperación de azufre de estas plantas, de acuerdo a los datos oficiales reportados por Pemex a través del Sistema de Información Energética, donde se muestra que, en los últimos seis años ha caído de manera dramática la recuperación de azufre del SNR.

Esto se debe a que la mayor parte las plantas de recuperación de azufre de las seis refinerías se encuentran fuera de servicio, por falta de presupuesto para mantenimiento.

Fuente: Secretaría de Energía. Sistema de información Energética

De la gráfica anterior resulta evidente que, a partir de 2015, se dejó de dar mantenimiento a las plantas de recuperación de azufre en prácticamente todas las refinerías y que, a partir de ese año, a pesar de haber bajado la capacidad de procesamiento de crudo, se deben haber incrementado las emisiones de dióxido de azufre a la atmósfera, violando lo establecido en la NOM-148-SEMARNAT-2006.

A partir de los volúmenes de cada tipo de crudo procesado y su contenido de azufre, de la cantidad de productos producidos y su respectivo contenido de azufre, y la cantidad de azufre recuperado, es posible estimar la cantidad de azufre que se deja escapar en cada refinería a la atmósfera en forma de dióxido de azufre.El resultado de este cálculo para los últimos seis años de operación del SNR es el que se muestra en la gráfica siguiente:

Fuente: Cálculos propios con base en los datos del Sistema de información Energética

Estos resultados muestran que las seis refinerías están emitiendo un total 2,000 ton de SO2/día y pequeñas refinerías que más contaminan son Minatitlán y Salina Cruz[2].

También es posible determinar si las refinerías están cumpliendo con lo establecido en la NOM-148-SEMARNAT-2006.  Como se muestra en la gráfica siguiente, ninguna de las seis está cumpliendo con la obligación de recuperar al menos el 90% del azufre liberado en los procesos de refinación que establece la Norma.

Fuente: Cálculos propios con base en los datos del Sistema de información Energética

A estas emisiones hay que agregar las emisiones generadas por las seis refinerías al estar utilizando nuevamente combustóleo como combustible en sus procesos.

Por los datos disponibles de producción y venta de combustóleo, se puede estimar un consumo diario de 15 mil barriles de combustóleo/día, lo que representa una emisión adicional de 170 ton de SO₂ /día a la atmósfera del conjunto de las seis refinerías.

En los centros de procesamiento de gas ha ocurrido una situación similar. Por falta de presupuesto han ido saliendo de operación las plantas de recuperación de azufre. Estimamos que los centros de procesamiento de gas de Cactus, Nuevo Pemex y Cd. Pemex están emitiendo 880 ton/día de SO₂ a la atmósfera[3].

En total, estimamos que Pemex Transformación Industrial está emitiendo 3,100 ton de SO₂ /día a la atmósfera, cuando hace unos años, procesando 50% más crudo y procesando el doble de gas amargo, emitía únicamente 1,000 ton/día.

Cinco dimensiones del desastre financiero de Pemex TRI

El grave impacto a las finanzas de Petróleos Mexicanos que ha tenido la política seguida en los últimos años de tratar de restablecer el anterior nivel de refinación de crudo del SNR con el único fin de cumplir con la meta volumétrica comprometida por el Presidente, sin haber invertido antes en modernizar las instalaciones existentes, cargando al sistema con una proporción cada vez mayor de crudo pesado y sin haber diseñado una estrategia para evitar el incremento en la producción de combustóleo ni para comercializar los excedentes de producción sin afectar la operación del SNR ni los precios del crudo de exportación, lo podemos resumir en estas cinco dimensiones:

1. En estos cinco años la filial Pemex Transformación Industrial, procesando un promedio de 700 mil barriles por día de crudo, ha perdido casi el 60% de todos los recursos generados por PEP extrayendo 1.8 millones de barriles por día de crudo y condensados.

• Pemex Exploración Industrial, a pesar del fuerte incremento que ha tenido en sus costos de producción de crudo, ha generado en estos cinco años una utilidad de operación, antes del pago de derechos e impuestos, de 1.4 billones de pesos (un promedio de 285,000 millones de pesos por año).

• Pemex Transformación Industrial, en ese mismo periodo, ha tenido una pérdida de operación de 825 millones de pesos (un promedio de 165 mil millones de pesos por año).

2. Pemex destruye valor cuando extrae un barril de petróleo del subsuelo y lo refina en el SNR.

• Mientras que en el periodo 2018-2023 Pemex Exploración Producción registró un rendimiento de operación promedio de 29.8 dólares por barril de crudo producido, Pemex TRI registró pérdidas de operación de 33.7 dólares por barril de crudo refinado.
• Pemex pierde 4 dólares por cada barril que extrae del subsuelo y procesa en el SNR.

3. El costo los descuentos que fue necesario otorgar a los crudos de exportación y al combustóleo por haber desplazado al crudo Maya de sus mercados naturales se estima en 6,000 millones de dólares.

4. En estos cinco años la filial Pemex Transformación Industrial, ha generado el 988% de las pérdidas netas de Pemex.

• Las pérdidas netas acumuladas de Pemex TRI en estos cinco años fueron de 775 mil millones de pesos (un promedio de 155 mil millones de pesos por año), mientras que
• las pérdidas netas de Pemex fueron de 876 mil millones de pesos (un promedio de 175 mil millones de pesos por año).

5. En 2023, el patrimonio negativo de Pemex TRI representa el 60% del patrimonio negativo de Pemex, mientras que en 2018 representaba tan solo el 11%.

• A finales del 2023 el patrimonio de Pemex TRI es de menos un billón de pesos, mientras que a finales de 2028 era de menos ciento sesenta mil millones de pesos
• El patrimonio de Pemex en 2023, también negativo, es de menos un billón quinientos cincuenta mil pesos, mientras que en 2018 el patrimonio de Pemex era de era de menos un billón cuatrocientos sesenta mil pesos.

Que se debería se hacer para enfrentar esta situación

A. Para mejorar el desempeño del SNR y sanear la situación financiera de Pemex TRI:

1. Utilizar la mezcla de crudos más adecuada para cada refinería en lugar de cargarles crudo cada vez más pesado.

Esto es lo que hacen todas las empresas petroleras del mundo, aún si tienen que exportar sus excedentes de crudo pesado e importar los faltantes de crudo ligero, como hace Petrobras, que operó sus refinerías con una utilidad neta de 4.62 dólares por barril de crudo pesado en el periodo 2019-2022, mientras que Pemex TRI registró pérdidas netas en ese mismo periodo de 35.6 dólares por barril de crudo procesado.

Para ello se requiere que Pemex TRI tenga autonomía de decisión para determinar qué tipo de crudo debe recibir en cada refinería, e inclusive de importar a través de Pemex TRI los volúmenes de crudo ligero que se considere necesario.

Para la instalación de los tanques, ductos y otras instalaciones que son necesarios para que el SNR pueda recibir y procesar el crudo que mayor valor le genere a cada refinería, incluyendo crudos ligeros de importación, en lugar de tener que procesar los crudos pesados, con alto contenido de agua y de sales, que Pemex no pudo comercializar en el exterior, se estima que se requiere de una inversión de 1000 millones de dólares.

2. Incrementar la producción de asfalto

Una de las soluciones más rápidas para reducir las exportaciones de combustóleo sería incrementar la producción de asfalto.

Pemex produce actualmente del 0rden de 10 MBD de asfalto cuando el SNR llegó a producir arriba de 30 MBD. Su precio de venta en el mercado nacional es de 85 USD/B, el doble que el del combustóleo.

Pemex no solo ha reducido sus niveles de producción de asfalto, sino que México ha incrementado el volumen de sus importaciones y hoy es uno de los países que más asfalto importan[4]. Importamos asfalto de EEUU que, a su vez es el principal importador del mundo

3. Utilizar los catalizadores más adecuados para la mezcla de crudos que se envía a cada refinería.

Es urgente revisar el tipo de catalizadores que están siendo utilizados e incorporar a las plantas de desintegración catalítica los catalizadores más adecuados para el tipo de crudo que está siendo utilizado, así como optimizar la operación de las condiciones de operación de cada planta para maximizar la producción de destilados.

Se requiere validar la decisión realizando previamente las pruebas de desempeño en las plantas piloto con que cuenta el IMP, que desafortunadamente han dejado de realizarse.

Se requiere integrar nuevamente la comisión de catalizadores que hace unos años tuvo Pemex Refinación, con los mejores ingenieros de proceso de Pemex y del IMP, que era responsable de autorizar la adquisición de nuevos catalizadores.

4. Dar prioridad a concluir la instalación de las dos plantas coquizadoras y las plantas complementarias en Tula y Salina Cruz

Es indispensable darle prioridad a la conclusión de los proyectos para la instalación de plantas de coquización en Tula y Salina Cruz, que hoy están suspendidos o avanzan a un paso muy lento por falta de recursos económicos.

Para concluir la instalación de las dos plantas coquizadoras y las plantas complementarias en Tula y Salina Cruz y para romper los cuellos de botella de algunas de las plantas existentes para que puedan dar la capacidad requerida se estima será necesario invertir 3,500 millones de dólares adicionales.

5. Incorporar plantas de hidrotratamiento para procesar los aceites cíclicos ligeros y pesados de las plantas de desintegración catalítica y reducir la producción de combustóleo y/o la carga a las plantas de coquización.

Es importante analizar, con apoyo del IMP, la incorporación de plantas de hidrotratamiento que permitan procesar el aceite cíclico ligero y el aceite cíclico pesado que se produce en las plantas de desintegración catalítica, para poder así incrementar la producción de destilados ligeros y reducir la producción de combustóleo y/o reducir la carga a las plantas de coquización ya instaladas.

Se requiere de un riguroso análisis, con el apoyo del Instituto Mexicano del Petróleo y con los licenciadores originales de las tecnologías de cada planta, para identificar las oportunidades, establecer las prioridades y programar las inversiones necesarias.

La Refinería de Dos Bocas ha demostrado que las improvisaciones resultan extremadamente costosas, tanto en el tiempo de implementación y en los costos de ejecución como en términos de prevención de problemas durante el arranque y la operación.

Las inversiones requeridas se estiman entre 10 a 12 mil millones de dólares.

6. Integrar un grupo de expertos

Urge reintegrar los grupos de proceso con los que Pemex Refinación contaba anteriormente, contando con el apoyo de los especialistas del IMP y de los petroleros jubilados con mayor experiencia, que permita analizar las mejores opciones para eficientar las operaciones de las refinerías del SNR y aprender de las experiencias exitosas de otras empresas, como Petrobras y Ecopetrol, empezando por las que tenemos más cercanas, como Deer Park.

Otra función del grupo de expertos sería colaborar en la reanudación de los programas de capacitación del personal técnico a todo lo largo de la cadena de mando en los rubros de operación y mantenimiento. En esta tarea, una estrecha coordinación con el Instituto Mexicano del Petróleo y con los principales centros de educación superior, es fundamental.

En este esfuerzo, debe incorporarse el trabajo de las Comisiones Mixtas de Higiene y Seguridad de cada un de los centros de trabajo.

7. Cerrar de manera definitiva las instalaciones improductivas

Después de un riguroso análisis, se requiere cerrar todas aquellas instalaciones que no resulten rentables y que no sean indispensables para garantizar la seguridad energética del país.

B. Para mitigar su impacto ambiental:

1. En primer lugar, por ser una obligación que Pemex está incumpliendo, se deben rehabilitar urgentemente las plantas de recuperación de azufre para controlar las emisiones de SO2 que hoy afectan la salud de los ciudadanos y contaminan el medio ambiente.

Para ello se estima que será necesario invertir del orden de 500 millones de dólares para rehabilitar y modernizar las plantas de recuperación de azufre de las seis refinerías y de los complejos de procesamiento de gas natural, para cumplir con las Normas Oficiales, NOM-148-SEMARNAT-2006 y NOM -137-SEMARNAT-2013.

2. Concluir a la brevedad posible con la instalación de las plantas desulfuradoras de diésel.

Por falta de presupuesto, Pemex no ha podido concluir la instalación de plantas que son necesarias para la producción de diésel de ultrabajo azufre, por lo que la mayoría del diésel producido por Pemex incumple con la calidad que exige la norma oficial mexicana en vigor.

Para ello se estima se requieren 3,000 millones de dólares para la modificación de las plantas hidrodesulfuradoras de diésel y de destilados intermedios actualmente instaladas para la producción de diésel de bajo contenido de azufre, que le permitirá a Pemex finalmente cumplir con los requisitos de la NOM-016-CRE-2016 de calidad de combustibles.

C. Para hacer frente a los retos de la transición energética:

1. Pemex debe incorporar sistemas de cogeneración eficiente en cada una de sus refinerías y centros de procesamiento de gas.

Esta es una gran oportunidad de para reducir el consumo de combustible, mejorar los márgenes económicos y reducir las emisiones a la atmósfera de gases tóxicos y de gases de efecto invernadero.

2. Pemex deberá implementar cambios a sus procesos.

En el mediano plazo, Pemex deberá implementar los cambios necesarios a sus procesos para:

• incorporar biocombustibles de nueva generación en sus productos,
• utilizar de manera creciente hidrógeno verde o azul en sus procesos,
• integrar de manera gradual y paulatina sus procesos de refinación y de procesamiento de gas natural con modernos procesos de manufactura de productos petroquímicos sustentables,
• implementar esquemas de secuestro y captura de CO2.

3. Se deberán instrumentar nuevos esquemas de colaboración con empresas privadas, bajo modelos atractivos de asociación.

Para desarrollar la mayoría de las propuestas anteriores, Pemex deberá instrumentar nuevos esquemas de colaboración con empresas privadas, bajo modelos atractivos de asociación, con el fin de complementar sus capacidades técnicas y financieras, promover el intercambio de conocimiento, acelerar la adopción de tecnología de punta y lograr una adecuada distribución de riesgos.

4. Se debe desarrollar un plan estratégico de transición

Para llevar a cabo de manera exitosa este proceso de transformación, Pemex requiere desarrollar un ambicioso plan estratégico de largo plazo y generar los consensos políticos que sean necesarios para poder implementarlos sin bandazos sexenales.

D. Para mejorar la gobernabilidad de la empresa:

• Se deben reestablecer a la brevedad posible la división de funciones y responsabilidades que le corresponden tanto a SENER como a PEMEX.
• La SENER debe únicamente intervenir en la definición de la política energética y debe dejar de intervenir en la operación de la empresa, como ha sido el caso en esta administración.
• Se debe modificar el modelo de gobernanza actual de Pemex, a efectos de que su Consejo de Administración asuma la dirección estratégica y la gobernabilidad de la empresa y esté conformado por una mayoría de consejeros independientes designados por el Senado.
• Se debe restaurar la autonomía que por ley les corresponde a la Comisión Reguladora de Energía y a la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

Que es lo que NO se debería hacer

De ninguna manera es recomendable incrementar aún más el nivel de procesamiento de crudo en el Sistema Nacional de Refinación sin antes haber implementado una estrategia para evitar el incremento en la producción de combustóleo y sin antes haber desarrollado una estrategia para comercializar los excedentes de producción de combustóleo sin afectar la operación del SNR ni los precios delos crudos de exportación.

Las consecuencias de incrementar aún mas los volúmenes del crudo procesado en el SNR en las condiciones actuales son evidentes:

1. Se reducirá aún más la cantidad de crudo ligero disponible para el SNR y se incrementará la proporción de crudo pesado suministrado a cada refinería.
2. El incremento en los volúmenes de crudo procesado y el creciente deterioro en los rendimientos se traducirá en incrementos cada vez mayores de combustóleo y cada vez menores de destilados de alto valor.
3. Se incrementarán los costos de mantenimiento de las plantas del SNR, así como el número y tiempo de los paros no programados.
4. Se incrementará la emisión de gases tóxicos a la atmósfera que hoy está afectando al medio ambiente y a la salud de la población.
5. Se incrementarán significativamente las pérdidas totales incurridas por cada barril de crudo procesado y, por tanto, las pérdidas totales de Pemex Transformación Industrial, que ya de por si implican un pesado lastre para las finanzas de la empresa.
6. Se incrementarán los descuentos que PMI debe otorgar a los principales productos de exportación (crudo y combustóleo), para poder encontrar nuevos mercados a los crecientes volúmenes de combustóleo que será necesario e

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Notas:

[1]^[1] Organización Marítima Internacional (OMI) https://www.imo.org/es/MediaCentre/PressBriefings/Paginas/34-IMO-2020-sulphur-limit-.aspx

[2]F. Barnés y A. Villalobos. Emisiones a la atmósfera de dióxido de azufre del Sistema Nacional de Refinación. Publicado en Energía a Debate. Marzo 17, 2024.

[3]F. Barnés y A. Villalobos. Emisiones a la atmósfera de SO₂ de los Complejos Procesadores de Gas. Publicado en Energía a Debate. Marzo 24, 2024.

[4]https://oec.world/es/profile/bilateral-product/bitumen-and-asphalt/reporter/mex

Podemos decir, sin faltar a la verdad, que loeuda de 18 mmienes las emiten y no representan necesariamente la posición de Energía a Debate, su línea editorial ni la del Consejo Editorial, así como tampoco de Perceptia21 Energía. Energía a Debate es un espacio informativo y de opinión plural sobre los temas relativos al sector energético, abarcando sus distintos subsectores, políticas públicas, regulación, transparencia y rendición de cuentas, con la finalidad de contribuir a la construcción de una ciudadanía informada en asuntos energéticos.