¿Es la refinación un buen negocio para México?

Agradezco los muy valiosos comentarios y sugerencias de los Ings. Rodolfo del Rosal, Jorge Mañón y Alejandro Villalobos que permitieron enriquecer este trabajo.

La pregunta planteada en el título de este trabajo es la que surge reiteradamente cuando se discute la conveniencia de instalar en nuestro país una nueva refinería, cuando Pemex solicita recursos adicionales para modernizar alguna de sus refinerías o cuando se cuestionan los malos resultados financieros reportados periódicamente por Pemex Transformación Industrial.

En este trabajo analizaremos el desempeño del Sistema Nacional de Refinación se comparará su desempeño con el de otras empresas petroleras y sugeriremos las medidas necesarias para que el Sistema Nacional de Refinación (SNR) aporte mayor valor a Pemex y al país.

Tenemos un sistema de refinación anticuado y poco eficiente

El 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 las seis refinerías fueron diseñadas hace más de cincuenta años, con la tecnología de aquellos años y con criterios de diseño fuertemente condicionados por los bajos precios de energía y altos costos de capital que prevalecían para México, considerando un crudo superligero (42°API) como carga para las refinerías de Salamanca, Madero y Minatitlán y un crudo ligero (38°API) para Tula, Cadereyta y Salina Cruz.

Estas condicionantes llevaron, desde su propio diseño, a sacrificar eficiencia para reducir los costos de inversión, por lo que, 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 hoy compiten, lo que se reflejaba ya desde entonces en mayores consumo de energéticos, menor producción de gasolina y diésel y mayor producción de residuales de bajo valor por barril de crudo procesado y, en consecuencia, menores márgenes económicos.

Mientras que en el resto del mundo la gran mayoría de las refinerías se han ido modernizando a lo largo del tiempo, para reducir su consumo de energía, mejorar la calidad de los combustibles producidos e incrementar el rendimiento a productos de alto valor, Pemex ha estado sujeto a fuertes restricciones presupuestales por lo que únicamente ha podido realizar las modificaciones y adecuaciones que han resultado estrictamente indispensables.

Los rendimientos de las refinerías dependen de su configuración, de las características del crudo para el cual fueron diseñadas y de las características del crudo que reciben como alimentación.

Todas las refinerías del SNR fueron diseñadas para operar con crudos ligeros y superligeros.

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, con planta coquizadora incluida, les permite a estas tres refinerías operar con un porcentaje mayor de crudo pesado y recuperar mayores porcentajes de gasolina, turbosina y diésel.

Las refinerías de Salamanca, Tula y Salina Cruz todavía no se reconfiguran para procesar crudos pesados.

Desde fines de los años ‘70, cuando inició la producción en Cantarell del crudo pesado tipo Maya, de 22°API, se empezó a procesar una mezcla de 70% de Istmo con 30% de Maya.

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-Maloob-Zaap más pesados, el desempeño del SNR se fue deteriorando cada vez más.

Al ir cambiando la naturaleza del crudo por mezclas más pesadas y con mayor contenido de azufre, de metales pesados y de asfaltenos, se fueron afectando las plantas de refinación, ya que el crudo alimentado afecta a todos los equipos de la refinería que fueron diseñados para manejar crudos más ligeros, lo cual ha afectado tanto a los rendimientos como a la operación y el mantenimiento de los equipos.

A partir del 2008, la mezcla de crudos pesados se modificó sustancialmente, pasando de una aportación del crudo de Akal más Ku de 21° API, de un 89% a un 30% o menos, siendo sustituido por crudo de Maloob y Zaap de 13° API, siendo necesario cada vez una mayor cantidad de crudo ligero para formular un crudo Maya sintético y mantener la calidad comercial de 21° API.

Esto agrava el cambio de la calidad del crudo pesado, ya que no solo se incrementa el contenido de asfáltenos, sino también el residuo de vació, lo cual requiere un catalizador más robusto para las plantas FCC; que, desafortunadamente, por ahorros mal entendidos, han mantenido su especificación o incluso, se ha disminuido, con resultados desastrosos en términos de rendimientos y, por tanto, económicos.

Si bien parece obvio que la producción de crudo pesado está disminuyendo, recientemente se anunció el inicio de explotación de Campeche Oriente, del cual se espera crudo aún más pesado de 8 a 9° API, lo cual mantendría o haría más profunda la problemática para el SNR.

Resultados de la auditoría de desempeño

En 2015 se realizó una Auditoría de Desempeño de Producción y Distribución de Petrolíferos de Pemex Transformación Industrial[1]. A continuación, se reproducen algunos aspectos importantes del SNR mencionados como antecedentes:

• En 1980 México ocupaba el lugar 11 como refinador en el mundo, ya que contaba con una capacidad de proceso de 1,525.0 MBD.
• En 1991 las refinerías de Azcapotzalco y Poza Rica dejaron de operar y se redujo la capacidad de procesamiento a 1,476.0 MBD.
• De 1993 a 1997 se inició la construcción de 20 plantas en las 6 refinerías de Pemex Refinación con objeto de mejorar la calidad de las gasolinas, diésel y combustóleo en Salina Cruz (4); Cadereyta (4); Tula (8); Minatitlán (1); Madero (1), y Salamanca (2).
• En 1998 se emprendió un programa de reconfiguración de refinerías enfocado a incrementar la capacidad de procesamiento de crudo pesados y a obtener mejores rendimientos. A la fecha, únicamente 3 de las 6 refinerías cuenta con procesos de conversión profunda.
• En 2006, se inició un proyecto de modernización en sus refinerías con el objetivo de producir gasolinas y diésel bajos en azufre. (Como veremos más adelante, las inversiones necesarias para producir diésel de ultrabajo contenido de azufre llevan más de 15 años de retraso.)
• En 2008 la Secretaría de Energía (SENER) realizó un diagnóstico para contar con información relevante sobre la situación de Pemex, en el que se identificó que PR tenía brechas de desempeño respecto de los estándares de la industria y que las características del crudo extraído crearon desafíos para las refinerías, debido a que éstas fueron diseñadas para procesar crudos distintos (ligeros y superligeros) de los que se extrae (pesados).
• En el Presupuesto de Egresos de la Federación 2014 se estableció el objetivo de “alcanzar un desempeño operativo superior al promedio de la industria en las actividades de transformación mediante la optimización de la infraestructura existente (…)” (Objetivo que evidentemente no se cumplió).

Entre las conclusiones de la Auditoría de Desempeño antes mencionada, destacan los siguientes:

• La participación de la producción nacional en el mercado interno fue menor que en 2013, debido a las limitaciones en la capacidad de infraestructura para incrementar la producción, así como por la falta de calidad en el petróleo crudo recibido, por parte de Pemex Exploración y Producción.
• En 2014, Pemex Refinación produjo 1,115.7 MBD de petrolíferos en sus seis refinerías, resultado inferior en 8.6%, respecto de lo programado, debido a la baja utilización de plantas, así como por fallas y retrasos en las reparaciones.
• En 2014, respecto de la disponibilidad y utilización de las plantas del Sistema Nacional de Refinación (SNR), PR registró un porcentaje de utilización de 68.3%, resultado inferior en 7.4 puntos porcentuales a la meta de 75.7% e inferior en 0.3 puntos porcentuales al referente internacional de 68.6%.
• En 2014 el programa de mantenimiento preventivo de la infraestructura de producción alcanzó un cumplimiento de 93.9%, en tanto que el programa de rehabilitación de las plantas de proceso de crudo alcanzó el 47.7%, rehabilitando únicamente 21 instalaciones de las 44 programadas.
• El indicador de paros no programados, utilizado para medir el grado de confiabilidad operacional en el Sistema Nacional de Refinación, registró un resultado favorable de 2.6%, inferior en 1.4 puntos porcentuales a la meta límite establecida de 4.0%, y cercano del estándar internacional de 1.0%.
• En la eficiencia y el desempeño operativo en las refinerías del Sistema Nacional de Refinación SNR, el rendimiento de gasolinas y diésel por barril de petróleo crudo registraron un cumplimiento de 97.5% y 96.5%, respectivamente. Sin embargo, el rendimiento de combustóleo, considerado un residuo, superó lo programado en 107.7%, resultado no favorable, ya que su incremento implica un menor aprovechamiento del petróleo crudo.
• Asimismo, el SNR registró un índice de intensidad energética de 139.5, resultado superior en 5.7 a la meta límite establecida de 132.0[2].
• En 2014, el costo de producción de la gasolina Pemex Magna fue superior en 2.1% al costo de importación; en tanto que el de la gasolina Pemex Premium fue mayor en 0.1% que el de importación. Por lo que refiere al costo de producción de diésel, se constató que fue competitivo, ya que fue inferior en 7.9% comparado con el de importación.

Esta situación no solo no se ha corregido, sino que, en los últimos años se ha deteriorado aún más.Como veremos más adelante, la falta de disponibilidad de crudo ligero ha obligado a operar el SNR con un porcentaje cada vez mayor de crudo pesado, con mayores contenidos de asfaltenos, azufre, metales pesados, sales y agua, aún aquellas refinerías no reconfiguradas.

El SNR está operando al 50% de su capacidad de diseño

El volumen de crudo procesado en el SNR ha caído de un promedio de 1.3 MMBD en el periodo 2005-2010, a niveles de 600 a 800 MBD en el periodo 2018-2022. Al caer los márgenes de refinación, en 2016 la administración pasada tomó la decisión de reducir el nivel de operación del SNR y minimizar así sus pérdidas. Desafortunadamente, también redujo el presupuesto destinado al mantenimiento de las instalaciones, por lo cual la administración actual recibió al SNR con un alto nivel de deterioro.

En la siguiente gráfica se muestra el porcentaje de utilización de la capacidad instalada de cada una de las refinerías del SNR.

A pesar de los esfuerzos realizados en estos últimos cuatro años por restablecer el nivel de aprovechamiento de la capacidad instalada registrado en años anteriores, el SNR apenas está operando al 50% de su capacidad nominal de diseño.

La disponibilidad de crudo ligero se ha visto limitada en los últimos años

A lo largo de los años, a medida que se incrementó la producción de crudo maya por el desarrollo del campo de Cantarell, se fue incrementando a todas las refinerías del SNR el porcentaje de crudo pesado suministrado como carga, aún para aquellas que no habían sido reconfiguradas con una planta coquizadora, con el consecuente incremento en la producción de residuales.

En 2020 entró en vigor el acuerdo internacional MARPOL, suscrito por nuestro país, que prohíbe el uso de combustible marino de alto contenido de azufre, que era el principal mercado para la exportación de nuestros excedentes de combustóleo. A partir de la entrada en vigor de dicho tratado, Pemex se ha visto obligado a utilizar el crudo ligero para mezclarlo con el combustóleo y poder así exportar esta mezcla para ser usada como carga en refinerías del Sur de Texas y del Lejano Oriente, en lugar de crudo Maya.

Aun cuando el SNR ha estado operando por debajo del 50% de su capacidad de diseño, la reducción en disponibilidad de petróleo ligero provocada por la estrategia seguida para la exportación de combustóleo ha obligado a incrementar en los últimos años el porcentaje de crudo pesado en la carga de alimentación suministrada al sistema, con el consecuente deterioro en los rendimientos.

El SNR ha experimentado una reducción importante en los rendimientos de gasolina y diésel y un incremento en el rendimiento de combustóleo

Las seis refinerías del SNR han experimentado una dramática reducción en el rendimiento de productos de alto valor (gasolina, turbosina y diésel) por barril de crudo procesado de más de 10 puntos porcentuales, a pesar de la entrada en operación del segundo tren de la refinería de Minatitlán. Más de la mitad del deterioro se ha dado en los últimos tres años. Las refinerías más afectadas han sido Cadereyta, Minatitlán y Salina Cruz.

Por el contrario, la producción de combustóleo por barril de crudo procesado se ha incrementado de manera significativa (5 puntos porcentuales).

El incremento en la producción de combustóleo se ha dado en todas las refinerías del sistema, con excepción de la de Minatitlán, gracias a la entrada en operación del segundo tren de refinación que cuenta con planta coquizadora. El deterioro más pronunciado se ha dado en los últimos tres años, con excepción de la refinería de Tula, que muestra una pequeña mejoría, seguramente porque es la única refinería a la que no se le ha incrementado la proporción de crudo pesado en la mezcla. Por el contrario, se le está suministrando también un pequeño porcentaje de crudo superligero.

Pemex sigue sin cumplir con la NOM de calidad de combustibles

En la norma oficial mexicana de calidad de combustibles, NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005, que entró en vigor el 1 de enero de 2006, se establecieron límites máximos de contenido de azufre de 30 ppm para toda la gasolina vendida en el país a partir de enero de 2009 y de 15 ppm para todo el diésel vendido en las zonas metropolitanas del Valle de México, Guadalajara y Monterrey a partir de enero de 2009 y, para el resto del país, a partir de septiembre de 2009. Estos plazos fueron previamente acordados con PEMEX.

En la última revisión a la norma (NOM-016-CRE-2016), ya a cargo de la CRE, se extendió hasta el 31 de diciembre de 2018 el plazo para la entrada en vigor del contenido de azufre del diésel vendido en el resto del país.

Dado el gran rezago de Pemex en el inicio de las inversiones necesarias para reducir el contenido de azufre en el diésel, el 19 de diciembre de 2019 la CRE acordó prorrogar a Pemex por cinco años el plazo para cumplir con las restricciones establecidas en la NOM-016 para el diésel que Pemex produce y comercializa en el resto del país.

El trato discriminatorio que esto implica para todas las otras empresas comercializadoras de diésel es uno de los temas que fueron incluidos en la controversia presentada por el gobierno de los Estados Unidos sobre supuestas violaciones por parte del gobierno de México al Tratado Comercial de Libre Comercio entre México, Estados Unidos y Canadá en diversos temas energéticos.

Se han vuelto a incrementar las pérdidas de Pemex Transformación Industrial

La inadecuada operación del SNR y el deterioro en sus rendimientos ha tenido como consecuencia un dramático incremento de las pérdidas experimentadas por la filial de Pemex TRI.

Las pérdidas netas acumuladas de Pemex TRI en los cuatro últimos años, de 2019 a septiembre de 2022, son de 570 mil millones de pesos[3]. El 80% de estas pérdidas corresponde a 2020 y 2021. El patrimonio neto de Pemex TRI se redujo de menos 162,878 millones de pesos a finales de 2018 a
menos 762,315 millones de pesos a finales de 2021, una caída de casi 500,000 millones de pesos en tan solo tres años, a pesar de las inyecciones de capital que ha recibido del Gobierno Federal.

En los dos últimos años la pérdida neta por barril de crudo procesado se ha incrementado de manera significativa: 56.0 USD/B en 2020 y de 39.4 USD/B en 2021.

Resumen comparativo de resultados y respuesta a la pregunta inicial

A continuación, presentamos un resumen comparativo de los resultados del desempeño del SNR en los últimos 15 años que muestran claramente el deterioro experimentado.

Estos resultados permiten observar que rendimientos en la producción de productos de alto valor se han deteriorado significativamente en los últimos años y son aún peores que cuando el gobierno anterior decidió reducir el nivel de operación del SNR para minimizar sus pérdidas, una reducción de 8% para gasolina y 28% para diésel, mientras que la producción de combustóleo por barril de crudo procesado se ha incrementado en un 30%. Se ve claro también la consecuencia de esta reducción de rendimientos en el incremento en las pérdidas experimentadas por barril de crudo procesado.

Por tanto, a la pregunta inicial de si la refinación es un buen negocio para México, la respuesta es que LA REFINACIÓN ES UN PÉSIMO NEGOCIO en la forma en que el SNR está siendo operado y que la situación se ha deteriorado aún más en los últimos años.

El problema no es el nivel al que está operando actualmente el sistema (50% de su capacidad nominal), sino los muy bajos rendimientos que se obtienen de productos de alto valor por barril de crudo procesado y los muy altos rendimientos de combustóleo, que ya no tiene mercado. Si no se modifican las condiciones de operación y la producción se incrementa hasta alcanzar la meta de 1,200 MBD, lo único que se logrará será incrementar aún más las pérdidas netas.

De seguir incrementándose el nivel de producción del SNR, como se tiene planeado, se agravará aún más el problema. Al incrementar el nivel de producción se generará un volumen mayor de excedentes de combustóleo que deberán ser exportados, con el consecuente incremento en los volúmenes de crudo ligero que deben ser destinados a este propósito, por lo que la mezcla de crudo alimentado tendrá que suministrar con un mayor aporte de crudo pesado y un menor aporte de crudo ligero. El incremento adicional en el porcentaje de crudo pesado en la carga de alimentación significará una reducción adicional en los rendimientos de los productos de alto valor y un deterioro adicional en los márgenes de refinación.

Si el negocio de refinación es tan malo, ¿por qué otros países invierten en él?

Esta es la pregunta evidente que surge al ver los resultados anteriores. Para poder contestarla, analizaremos a continuación los resultados del negocio de refinación en otras partes del mundo.

En 2021, en las refinerías de los EEUU, por cada 100 barriles de petróleo procesado se produjeron 94 barriles de productos de alto valor y 1.4 barriles de combustóleo, mientras que en el SNR se produjeron tan solo 54 barriles de productos de alto valor y 34.4 barriles de combustóleo.

En el periodo 2015-2021 el margen neto de refinación de las principales empresas petroleras, osciló entre 2 y 10 dólares de utilidad neta por barril de crudo procesado, excepto en el año 2020 que, por la caída en la demanda de combustibles por efecto de la pandemia, se tuvieron márgenes negativos.

Mientras que las cinco empresas petroleras analizadas tuvieron un margen neto promedio de operación positivo entre 3.5 y 8.0 USD/B para el periodo 2015-2018, Pemex tuvo un margen promedio negativo de -8.2 USD/B.

La diferencia se vuelve aún mayor durante el periodo 2019-2021. Mientras que las empresas analizadas operaron con utilidades netas de entre 0.8 y 3.6 USD/B, con excepción de Marathon que tuvo una pérdida de 0.6 USD/B, el SNR tuvo una pérdida promedio en este periodo de 37.6 USD/B.

Ante la evidencia aportada por los datos anteriores, es clara la respuesta a la pregunta de por qué invierten los demás países refinación: invierten porque es un buen negocio cuando se cuenta con refinerías eficientes, con bajos consumos de energía y alta conversión a productos de alto valor. Este evidentemente no es el caso de México y las razones también son claras: porque no han sido modernizadas sus refinerías y porque no son alimentadas con el crudo para el que fueron diseñadas.

¿Qué se puede hacer?

Ante esta disyuntiva, para no seguir perdiendo sumas escandalosamente altas de dinero por cada barril de crudo procesado, no nos quedan más que dos alternativas:

1. Cerrar nuestras refinerías, exportar el petróleo crudo e importar los productos refinados.
2. Modernizar las refinerías del SNR y, mientras esto ocurre, alimentarlas con la mezcla más adecuada de crudo, importando para ello el crudo ligero que sea necesario, como lo hacen Brasil y EEUU, que son países exportadores de petróleo pero que prefieren importar el crudo que más conviene para sus refinerías.

¿Cuál sería el costo de dejar de operar el SNR, exportar todo el petróleo crudo e importar todos los productos refinados?

Si en estos últimos cuatro últimos años se hubiera tomado la decisión de enviar todo el crudo a los mercados de exportación y se hubiera importado la totalidad de los productos refinados, el saldo resultante hubiera sido de 4,635 millones de dólares a favor de PEMEX.

El cierre temporal del SNR hubiera significado un ahorro de 25,745 millones de dólares en pérdidas de operación evitadas al SNR (un monto menor a las pérdidas totales del sistema, ya que las pérdidas financieras no hubieran sido evitadas), por lo que el beneficio neto para PEMEX hubiera sido de 30,380 millones de dólares.

Evidentemente ésta no es una solución políticamente viable, y seguramente no todos los costos operativos podrían haber sido evitados en caso de cerrar el SNR, pero el ahorro potencial estimado representa una buena medida de los montos que PEMEX podría llegar a invertir de manera rentable para modernizar el SNR y lograr que, al menos, deje de operar con pérdidas.

Si el cierre del SNR no es la solución, entonces ¿qué se debería hacer?

1.- Operar el sistema con criterios técnicos y económicos; utilizar los catalizadores más adecuados; programas adecuada y oportunamente los mantenimientos preventivos y correctivos, y capacitar, actualizar y certificar al personal de operación y de manetmimiento

El comportamiento histórico del SNR demuestra que, cuando se opera el sistema con criterios técnicos y económicos, se utilizan los catalizadores más adecuados, se programan adecuada y oportunamente los mantenimientos preventivos y correctivos y se capacita, actualiza y certifica al personal de operación y de mantenimiento, se pueden lograr mucho mejores resultados que los que hemos logrado en estos últimos cuatro años.

Los esfuerzos realizados por la presente administración para recuperar los niveles históricos de desempeño evidentemente han resultado infructuosos, o al menos no han logrado alcanzarlos resultados esperados ni se ha cumplido con los tiempos previstos. Después de cuatro años de haber asumido la responsabilidad de las operaciones del SNR ya no es válido seguir responsabilizando a las anteriores administraciones de los malos resultados obtenidos.

Sin embargo, operar el sistema con criterios técnicos y económicos, utilizar los catalizadores más adecuados, programar adecuada y oportunamente los mantenimientos preventivos y correctivos y capacitar, actualizar y certificar al personal de operación y de mantenimiento, es una condición necesaria, pero no suficiente, para lograr buenos resultados económicos.

Aún si se lograra alcanzar nuevamente los mejores niveles históricos de operación que se tienen registrados, el SNR seguiría siendo ineficiente y poco competitivo, continuaría operando con importantes pérdidas financieras y seguiría siendo una mejor opción para el país, al menos desde el punto de vista económico, exportar nuestro crudo e importar los refinados.

2.- La medida más sencilla, la más rápida de implementar y la de mayor impacto en el corto plazo sería importar el crudo ligero necesario y para el que fueron diseñadas las refinerías

Los rendimientos de una refinería dependen de su configuración, de las características del crudo para el cual fue diseñada y de las características del crudo que recibe como alimentación.

En la gráfica siguiente se muestra el rendimiento esperado de una refinería eficiente, sin coquizadora, que procese los diferentes crudos de producción nacional.

Independientemente de los problemas de operación que aún no han podido ser resueltos, la mezcla de crudos que actualmente se está suministrando al SNR no es la adecuada para la configuración de cada una de las refinerías, de ahí los resultados que se están obteniendo.

La operacióndel SNR solo será redituable si el margen bruto de operación[4]está por encima de 10-12 dólares por barril de crudo procesado para poder cubrir los costos de operación y de mantenimiento. Para lograr esto es indispensable incrementar el rendimiento de productos de mayor valor comercial, como la gasolina y el diésel, y disminuir la producción de combustóleo y otros residuales.

Esto se puede lograr, en el corto plazo, suministrando a cada refinería la calidad de crudo más adecuada, de acuerdo a sus características de diseño. La operación de las tres refinerías que aún no cuentan con coquizadora, Tula, Salamanca y Salina Cruz, y aún la refinería de Cadereyta, cuya reconfiguración no consideraba llevarla a operar con 100 % de crudo maya, se vería muy beneficiada si se les permitiera procesar un mayor porcentaje de crudo ligero en lugar de la carga que reciben actualmente.

A continuación, se comparan los resultados de las tres refinerías no reconfiguradas que fueron alcanzados en 2021 con los resultados esperados operando las tres refinerías a la capacidad promedio lograda en 2007-2012, bajo tres posibles escenarios: con los mismos rendimientos de 2021, con los rendimientos promedio alcanzados en 2007-2012 y con los rendimientos esperados si procesan únicamente crudo ligero tipo Istmo.[5]

La producción de gasolina, turbosina y diésel de las tres refinerías analizadas, en el escenario en que operan con carga de crudo Istmo (518.5 MPD), se incrementaría un 14.3% frente al promedio alcanzado en el periodo 2007-2012, y 37% respecto al escenario en que se lograra alcanzar los niveles de operación del periodo 2007-2012, pero no se lograra mejorar los rendimientos logrados en 2021.

Por el contrario, la producción de combustóleo de las tres refinerías analizadas, en el escenario en que operan con carga de crudo ligero tipo Istmo (150.8 MPD), se reduciría en un 30% frente al promedio alcanzado en el periodo 2007-2012, y en 46% respecto al escenario en que se lograra alcanzar los niveles de operación del periodo 2007-2012, pero no se lograra modificar los rendimientos de 2021.

Adicionalmente, el contenido de azufre del combustóleo producido bajaría de 4.5% a 2.8%, por lo que encontraría mejores mercados de exportación, reduciendo así los volúmenes de crudo ligero que tiene que ser utilizado para exportar el combustóleo.

Para operar las tres refinerías bajo este escenario se requerirá importar entre 300 y 350 MBD de crudo ligero, si no se logra incrementar su producción nacional. Se liberará un volumen equivalente de crudo Maya para exportación.

Este escenario requiere de instalaciones logísticas adecuadas para la descarga y el envío de este crudo a las refinerías del sistema que, o no se tienen, o son muy limitadas.

Una forma de implementar parcialmente esta propuesta es exportar de manera cotidiana y no solo coyunturalmente, crudo Talam, con una calidad de 16° API por hasta 300 MBD, lo cual liberaría crudo ligero para el SNR y reduciría los asfaltenos y residuo de vacío al SNR.

3.- Se deben también mejorar los rendimientos y optimizar el funcionamiento de las plantas críticas del SNR, como son las plantas de desintegración catalítica, utilizando los catalizadores más adecuados para el tipo de carga

Las plantas de desintegración catalítica (FCC), indispensables en una refinería moderna para lograr una alta conversión a productos de alto valor, han estado operando de manera ineficiente. En ocasiones han llegado a coincidir fuera de operación seis o siete de las once plantas del sistema por fallas imprevistas o para darles mantenimiento fuera de programa.

Una de las razones es que están recibiendo como carga un gasóleo más difícil de procesar, más pesado, con mayores contenidos de azufre, con menor relación de hidrógeno a carbón y con mayor contenido de metales pesados, que el previsto en las bases de diseño. La otra razón es que, por restricciones presupuestales, se siguen utilizando catalizadores convencionales en lugar de utilizar nuevos catalizadores de alto rendimiento, específicamente diseñados para el tipo de cargas que están siendo procesadas.

4.- Se deben instalar las plantas de hidrotratamiento para la producción de diésel de ultra bajo azufre que cumpla con las especificaciones establecidas en la NOM-016 de calidad de combustibles

Estas plantas debieron haber entrado en operación desde septiembre de 2009, como estaba previsto en la NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005, que entró en vigor el 1 de enero de 2006, antecedente de la NOM-016-CRE-2016 actualmente en vigor. El regulador ha extendido una y otra vez el plazo de entrada en vigor de este aspecto de la norma y, más recientemente, le ha otorgado una dispensa a Pemex hasta 2024 para poder seguir incumpliendo con ella, otorgándole un trato de excepción que está expresamente prohibido en los acuerdos internacionales de Libre Comercio que México tiene suscrito, por la única y sencilla razón de que Pemex ha sido omiso en hacer las inversiones requeridas.

Constituye un pésimo ejemplo para todo el país y representa un alto riesgo para nuestras relaciones comerciales con los países con los que tenemos suscritos tratados de libre comercio que expresamente prohíben otorgar un trato preferente a las empresas del estado, que a Pemex se le exima de la obligación de cumplir con las Normas Oficiales Mexicanas bajo excusa de tener restricciones presupuestales.

5.- Se deben concluir las plantas coquizadoras de Tula y Salina Cruz

Se requiere concluir, sin más dilaciones, la instalación y puesta en operación de las plantas coquizadoras en Tula y Salina Cruz, que permitirán procesar los residuales de la columna de vacío de ambas refinerías, obtener mejores rendimientos de conversión a productos de alto valor y reducir a un mínimo la producción de combustóleo de alto contenido de azufre, que ya no tiene mercado. Se requiere también diseñar y desarrollar la logística más adecuada para procesar en la nueva coquizadora de Tula los residuales de la refinería de Salamanca.

6.- Es indispensable modernizar las plantas de proceso que formaron parte del diseño original de las refinerías y que no han sido modificadas desde entonces

Nuestras refinerías tampoco son competitivas en términos de energía consumida por barril de crudo procesado. El Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) tiene identificado un buen número de oportunidades para incrementar la eficiencia de las plantas de proceso que formaron parte del diseño original de las refinerías y que prácticamente no han sido modificados desde que entraron en operación.

Un caso particular que requiere de atención inmediata es la modernización de los trenes de destilación primaria y de los sistemas de calentamiento directo del crudo alimentado a dichas plantas que presentan un alto grado de ineficiencia térmica. Las inversiones necesarias para instalar nuevos internos en las columnas de destilación primaria y de vacío, que permitirían mejorar los rendimientos y la pureza de los productos, y para mejorar la eficiencia térmica de los sistemas de calentamiento de crudo y de recuperación de calor, se pagan en menos de un año. Han sido diferidas una y otra vez por falta de recursos de inversión y porque siempre se ha dado prioridad a otras inversiones más críticas, y urgentes, pero que no presentan el mismo nivel de retorno de inversión.

También sería conveniente agregar en cada refinería una planta de hidro-desulfuración del gasóleo alimentado a la planta de desintegración catalítica (FCC), ya que no solo reduce el contenido de azufre de la gasolina catalítica, sino también mejora los rendimientos de la propia FCC.

El IMP también tiene identificados diversos cuellos de botella en cada una de las refinerías del sistema que impiden a la refinería alcanzar su capacidad de diseño o que limitan la operación de plantas que son críticas para la producción de gasolinas de alto octanaje o de otros productos de alto valor.

7.- Es necesario modernizar las plantas de servicios auxiliares e instalar modernas y eficientes unidades de cogeneración de energía eléctrica y vapor de proceso

Otra área de oportunidad para reducir el consumo de energía consumida por barril de crudo procesado es la modernización de los sistemas de servicios auxiliares donde se genera el vapor y la electricidad que requiere la refinería y donde se aprovecha el poder calorífico de las corrientes de subproductos de bajo valor comercial.

Se debe partir de la mejora del Índice de Intensidad Energética con las acciones ya identificadas por las diferentes auditorías internas y por los estudios de SOLOMON, para salir del cuarto cuartil a nivel mundial e instalar al SNR en niveles cercanos al estándar internacional.

Particularmente, se está desaprovechando la oportunidad de instalar en cada refinería del sistema una moderna central de cogeneración, con turbogeneradores de gas de alta eficiencia y modernas calderas de recuperación de calor para la generación del vapor de proceso, lo que permitiría reducir significativamente los costos de operación y contar con importantes excedentes de electricidad de bajo costo que se podrían poner a disposición de la Comisión Federal de Electricidad. Las calderas más modernas y eficientes con que cuenta cada refinería podrían quedar como respaldo.

8.- Iniciar gradualmente la automatización y control de las plantas del SNR para que estén listas para operar inmersas en la revolución tecnológica actual de TI

En todas las refinerías sería importante modernizar la instrumentación de medición y control, integrando la instrumentación necesaria para disminuir el consumo energético, así como el monitoreo de chimeneas y de efluentes líquidos para minimizar la contaminación ambiental.

En el mundo, las plantas de refinación se están beneficiando de las Tecnologías de Información, Internet de las Cosas, Big Data, etcétera, en temas como mantenimiento predictivo, optimización de las mezclas y del octanaje, optimización de los procesos de intercambio de calor en las torres y control distribuido predictivo; en fin, un conjunto de mejoras factibles que generan valor y disponibles en el mercado a las que Pemex no puede acceder por el muy bajo nivel de automatización y control del sistema.

9-. Se debe concluir de manera satisfactoria la refinería de Dos Bocas a la brevedad posible, pero sin descuidar por las prisas los procedimientos de arranque y puesta en operación

La nueva refinería de Dos Bocas será la más moderna con la que contará el SNR y la que mejores márgenes de utilidad podrá aportar al sistema. Es fundamental terminar de construirla y ponerla en operación lo más pronto posible, pero sin descuidar por las prisas ninguno de los procedimientos de prueba, validación y certificación de desempeño, y asegurándose que en todo momento se cumple con todos y cada uno de los protocolos de seguridad que es necesarioseguir al poner en marcha una instalación de ese grado de complejidad.

Apresurar los tiempos requeridos para cada paso de verificación por tratar de cumplir con una promesa electoral puede llevar a cometer serios errores, poner en riesgo las instalaciones, retrasar su entrada en operación e incrementar aún más los costos del proyecto.

Este punto lo hemos dejado al final, no porque no se valore la importante contribución que la nueva refinería indiscutiblemente aportará al SNR una vez que entre en operación y logre alcanzar las condiciones esperadas de desempeño, sino porque es necesario dejar en claro que la entrada en operación de la refinería de Dos Bocas no bastará para lograr que el SNR vuelva a ser una operación redituable para Pemex y para el país.

Con o sin la refinería de Dos Bocas el SNR continuará siendo un barril sin fondo y seguirá generando enormes pérdidas para Pemex y para el país por cada barril de crudo procesado, y sus pérdidas serán aún mayores si se logra recuperar los niveles anteriores de producción, si no se implementa antes un conjunto de medidas como las anteriormente expuestas, u otras similares, que permitan modernizar y volver competitivas las seis refinerías que conforman actualmente el SNR.

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Notas:

[1]Auditoría de Desempeño de Producción y Distribución de Petrolíferos de Pemex Transformación. (https://www.asf.gob.mx/Trans/Informes/IR2014i/Documentos/Auditorias/2014_0325_a.pdf)

[2]Como referencia, el top-tier de los EEUU en 2013-2014 fue de 97.3.

[3]Las pérdidas netas reportadas en los estados financieros auditados de Pemex no incluyen depreciaciones ni el costo neto de beneficios a los empleados (25 mil y 50 mil millones de pesos por año, respectivamente).

[4] El margen bruto de operación se define como el valor de los productos refinados menos el valor del crudo procesado.

[5]Tula y Salamanca no pueden trabajar con crudo 100% ligero porque existen varios crudos pesados que se integran al oleoducto que las alimenta, pero sí sería realista hablar de un 10% de crudos pesados.

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