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I.- Desempeño del Sistema Nacional de Refinación
I.1 Conformación del SNR
El Sistema Nacional de Refinación (SNR) consta de seis Refinerías, con una capacidad nominal de refinación de crudo de 1,640 MBD. Las dos últimas, Cadereyta y Salina Cruz, entraron en operación en 1979.
La mayoría de las plantas que integran estas seis refinerías fueron diseñadas hace más de cincuenta años, 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. Ya desde entonces nuestras refinerías tenían un nivel de eficiencia operativa y un nivel de integración menor que las refinerías de la costa del Golfo de los Estados Unidos con las que compiten.
Todas nuestras refinerías, excepto el segundo tren de Minatitlán, fueron diseñadas para operar con crudos ligeros. La adición a las refinerías de Cadereyta y Madero de un nuevo conjunto de plantas, que incluye una planta coquizadora, y la entrada en operación del nuevo tren de refinación de Minatitlán, también con planta coquizadora, les permite a estas tres refinerías operar con un porcentaje mayor de crudo pesado y recuperar mayores porcentajes de gasolina, turbosina y diésel.
Aun así, “esta situación, en la cual parte de las refinerías nacionales no poseen procesos que permiten el procesamiento adecuado de crudos pesados, resulta en la producción de petrolíferos de bajo valor, reducciones en el nivel de utilización de las refinerías, elevados índices de intensidad energética, y limitados rendimientos de productos de alto valor de mercado en relación con los valores de referencia para la industria.”[1]
I.2 Nivel de operación
Durante la pasada administración, se tomó la decisión de reducir el nivel de operación del SNR y minimizar así sus pérdidas. Adicionalmente, por las fuertes restricciones presupuestales, se le dejó de dar el debido mantenimiento a las refinerías, razón por la cual la presente administración las recibió con un alto grado de deterioro.
Al inicio de la presente administración, se comprometió la rehabilitación de las seis refinerías del SNR para llevarlas a finales de 2021 a un nivel de operación del 85% de su capacidad instalada, es decir, alrededor de un millón 400 mil barriles diarios [2].
El año pasado, en su tercer informe de gobierno, el presidente rectificó la meta, anunciando que las seis refinerías del país procesarían un millón 200 mil barriles diarios a finales de 2023, cifra que corresponde al 73% de la capacidad nominal instalada y que está por debajo de los valores históricos de 1,300 MMBD [3]
Si bien faltan todavía más de 18 meses, estamos lejos de alcanzar esta meta. En el primer trimestre de este año se procesaron 820 MBD, llegando así el SNR a operar al 50% de su capacidad nominal.
I.3 Dieta de Crudo
La dieta de crudo alimentada a las diferentes refinerías no se ha mantenido constante, sino que se ha ido incrementando la proporción de crudo pesado que está siendo alimentada a cada refinería, lo que necesariamente incide en un deterioro de los rendimientos de gasolinas y un incremento en los rendimientos de combustóleo y, en las refinerías con coquizadora, en la cantidad de coque generado, y eleva los costos de mantenimiento.
A continuación, se presenta una tabla comparativa de la evolución registrada en la proporción de crudo pesado alimentada a cada refinería, tomando algunos años representativos como referencia.
a) Refinerías con coquizadora
b) Refinerías sin coquizadora
1.4 Rendimientos
El incremento en la proporción de crudo pesado alimentado a las refinerías necesariamente impacta en los rendimientos esperados, tanto de gasolina como de combustóleo, particularmente en las refinerías que no cuentan con coquizadora.
El SNR no solo está lejos de alcanzar los niveles históricos de utilización de su capacidad nominal, sino que también de alcanzar sus niveles históricos de rendimiento.
Y cabe aclarar que, al igual que en el caso de utilización de capacidad, los rendimientos históricos de los productos de mayor valor: gasolina, turbosina y diésel, ya se encontraban por debajo de sus valores de diseño.
- En el caso de gasolina, el valor actual de 33.8 B/100 B de crudo se encuentra por debajo de los niveles históricos de35-36 B/100 B de crudo procesado.
- El caso del diésel es más dramático; el nivel actual de 18.2 B/100 B de crudo está lejos de los niveles históricos de 25 B/B de crudo procesado.
- En cambio, en el caso de combustóleo, producto con cada menor mercado, tanto a nivel nacional como internacional, el rendimiento actual de 31.4 B/100 B de crudo se encuentra muy por arriba de los 20-22 B/B de crudo procesado que llegó a alcanzar el SNR hace unos pocos años.
I.5 Margen bruto
El margen bruto se define como el valor de los productos de refinación menos el costo del crudo procesado. Debe ser suficiente para cubrir los costos de los demás insumos (combustibles, catalizadores y aditivos), así como los sueldos y salarios del personal, los costos de mantenimiento y la amortización de las inversiones.
Para este análisis, el margen bruto, se determinó con base a los precios del comercio internacional de Pemex determinados con la información reportada en el Sistema de Información Energética:
- precios de importación para gas licuado, gasolina, turbosina y diésel, y
- precios de exportación para crudo y combustóleo.
El margen bruto así definido representa el costo de oportunidad de procesar un barril de petróleo crudo en el SNR, en lugar de exportarlo, dejando al mismo tiempo de importar los correspondientes productos de refinación.
Salvo raras excepciones, a lo largo del periodo analizado, el margen bruto del SNR, no solo no permite cubrir los costos de operación, sino que, incluso, ha sido negativo.
Este ha sido el caso de los ocho últimos trimestres analizados.
II.- Estrategia seguida para la disposición del combustóleo
II.1 Producción de combustóleo
Mientras que en 2011 el SNR procesaba 1150 MBD de crudo y producía 310 MBD de combustóleo (26.7 B/100 B de crudo), en el primer trimestre de 2022 procesó825 MBD de crudo y se produjeron 260 MBPD de combustóleo (31.4B/100 B de crudo).
Las razones son varias:
- Una mayor proporción de crudo pesado en la dieta de todas las refinerías; esto afecta particularmente a las refinerías de Salina Cruz, Tula y Salamanca, que son las que producen un mayor volumen de combustóleo, al no contar con planta coquizadora.
- Problemas de operación y/o uso de catalizadores inadecuados en las plantas de
desintegración catalítica de las seis refinerías. - Problemas de operación en las coquizadoras de Madero y Minatitlán.
II.2 Demanda de combustóleo
El combustóleo ha sido desplazado en los últimos años por otros combustibles, particularmente por el gas natural, no solo por generar menos contaminantes que dañan a la atmósfera y a la salud, así como menos gases de efecto invernadero, sino también por tener un precio más accesible.
A nivel nacional el principal usuario es la CFE para utilizarlo en sus centrales térmicas.
Mientras que la producción se ha incrementado a casi 260 MBD, la demanda nacional se ha caído a menos de 60 MBPD, y no ha caído más gracias a que se sigue forzando el uso de combustóleo en las centrales de Tula, Manzanillo y Petacalco.
Por otra parte, a partir de noviembre de 2020 se dejó de importar combustóleo de bajo contenido de azufre para la operación de las centrales de la CFE en la península de Baja California, y reducir así las emisiones de contaminantes a la atmósfera, y que ahora son operadas con combustóleo nacional, lo que representa un volumen de alrededor de 10 MBD.
II.3 Precio del combustóleo
Dado que el precio por unidad térmica del combustóleo es tres veces más alto que el del gas natural[4], la CFE no podría utilizarlo en sus centrales térmicas sin violentar las reglas vigentes de despacho económico. Es por ello que, a partir del tercer trimestre de 2020, Pemex se ha visto obligado a promover acuerdos para seguir abasteciendo combustóleo a las centrales eléctricas de la CFE, incrementando de manera muy significativa los descuentos que les son otorgados en los precios[5].
El precio nacional es el promedio ponderado de todas las ventas nacionales, por lo que no refleja fielmente el descuento otorgado a la CFE.
II.4 Exportación de excedentes
Aun así, esto ha resultado insuficiente para absorber la creciente producción del combustóleo con alto contenido de azufre que producen las refinerías mexicanas, lo que ha obligado a Pemex a buscar nuevos mercados para encontrarle salida, ya que nuestros mercados tradicionales se colapsaron a partir de la entrada en vigor el primero de enero de 2020 del Convenio Internacional para Prevenir la Contaminación por los Buques[6] (Convenio MARPOL), celebrado bajo los auspicios de la Organización Marítima Internacional, el organismo de las Naciones Unidas responsable de elaborar y adoptar normas para prevenir la contaminación provocada por los buques, así como para velar por la protección, seguridad y eficiencia del transporte marítimo.
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 con plantas coquizadoras en sustitución de crudo pesado amargo, oportunidad que se ha abierto temporalmente gracias a la contracción temporal del diferencial de precios entre el crudo ligero y el crudo pesado.
Esto ha tenido dos implicaciones para Pemex:
- Obligar a la exportación de crudo Istmo, para usarlo como diluyente del combustóleo.
- Desplazar las exportaciones de crudo Maya, lo que seguramente ha sido la causa de tener que incrementar la proporción de crudo pesado utilizado en el SNR.
La segunda premisa es evidente, ya que el combustóleo que está siendo exportado a las refinerías del Golfo de los EEUU necesariamente desplaza al crudo pesado que se usa como carga en dichas refinerías. Los resultados mostrados en la gráfica anterior hacen evidente que el crudo pesado que está siendo desplazado es nuestro crudo Maya.
La primera premisa resulta también evidente cuando se compara el comportamiento de las exportaciones de combustóleo con las de crudo Istmo, como se puede ver en la siguiente gráfica. En promedio, se está exportando un barril de crudo Istmo por cada barril de combustóleo.
La explicación es muy sencilla; el combustóleo requiere ser transportado desde en carros tanque, a temperaturas superiores a 50°C, para mantenerlo fluido y poder manejarlo, lo que hace su transporte mucho más costoso, mientras que las mezclas de combustóleo y crudo Istmo pueden ser transportadas a temperatura ambiente. Por otra parte, las mezclas de combustóleo y crudo Istmo emulan en cierta medida el crudo pesado que va a ser desplazado en las refinerías a las que son enviadas.
El otro diluyente que aparentemente se está utilizando de manera complementaria son las gasolinas naturales. Antes de la entrada en vigor del Convenio MARPOL se exportaban 30-35 MBD mientras que a partir de la entrada en vigor del convenio se exportan únicamente 5-10 MBD. Esta reducción no parece ser una mera coincidencia.
El costo de la mezcla de exportación debe ser menor al del crudo pesado desplazado. Esto implica que el precio del crudo Istmo en el mercado no puede tener un costo muy superior al del crudo Maya que está siendo desplazado, o bien, que debemos castigar su precio.
En la gráfica siguiente se comparan los precios de exportación de los tres productos. A lo largo de 2020 y 2021,el precio reportado del crudo Istmo de exportación fue prácticamente el mismo que el del crudo Maya y, en algunos meses, inclusive menor.
Únicamente en el primer trimestre de este año se empiezan a observar márgenes positivos un poco más favorables entre los precios de exportación del Istmo y el Maya.
Por otra parte, el diferencial entre el precio del crudo Maya y el combustóleo que típicamente se había mantenido en rangos de 5-8 USD/B se ha ampliado a más de 20 USD/B.
(Lea la segunda parte de este material el próximo miércoles)
Notas:
[1]SENER; Prospectiva de Petróleo Crudo y Petrolíferos 2015-2019
[2]https://www.gob.mx/presidencia/documentos/100-compromisos-del-presidente-andres-manuel-lopez-obrador-al-1-de-septiembre-de-2020
[3]https://presidente.gob.mx/tercer-informe-de-gobierno/
[4] SENER, Prontuario Estadístico; mazo 2022
[5]Plan de negocios de Petróleos Mexicanos y sus Empresas Productivas Subsidiarias, 2021-2022.
[6][6] Organización Marítima Internacional (OMI) https://www.imo.org/es/MediaCentre/PressBriefings/Paginas/34-IMO-2020-sulphur-limit-.aspx
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