Refinerías: contexto y experiencias en reconfiguración y construcción

La experiencia reciente en el hemisferio americano indica que Pemex enfrenta un reto significativo para poder cumplir con los tiempos y costos planificados.

LUIS DEL RÍO Y JOSE PABLO RINKENBACH*

Este artículo no pretende analizar si financiera o estratégicamente es conveniente o no la nueva refinería planteada para México, sino sólo proveer de información relevante al lector acerca de las experiencias internacionales recientes en la ampliación de la capacidad de refinación.

El pasado 9 de diciembre, se presentó el Plan de Refinación 2018-2024, que busca en un lapso no mayor a tres años que México sea autosuficiente en producción de gasolinas y diésel. Los aspectos más relevantes de dicho plan son:

1.- 75 mil millones de pesos adicionales al presupuesto de Pemex para la rehabilitación de las seis refinerías existentes. El primer año se rehabilitará la totalidad de las refinerías, para aumentar la producción de gasolinas y  llegar a su capacidad de diseño original en el año 2020. De acuerdo al plan presentado, una vez rehabilitados las seis refinerías, éstas producirán 600 mil barriles de gasolina por día (bpd) y 440 mil bpd de diésel.

2.- 50 mil millones de pesos para el primer año para la construcción de la nueva refinería en Paraíso, Tabasco. Costo total de construcción será de 160 mil millones de pesos y con un tiempo de construcción estimado en tres años. Se iniciarán licitaciones en marzo de 2019. Esta planta de refinación contará con 17 plantas de procesos, 93 tanques y esferas y planta de energía eléctrica propia. Capacidad de procesar 340 mil bpd de crudo, obteniendo 170 mil bpd de gasolinas y 120 mil bpd de diésel de ultra bajo azufre.

La Administración Federal señaló que para el año 2022, ya con las seis refinerías configuradas y la nueva refinería concluida, México será capaz de procesar 1.8 millones de bpd, obteniendo como productos 781 mil bpd de gasolina y 560 mil  bpd de diésel.

Ante la importancia que tiene el sector energético en la economía mexicana y la prioridad de la nueva refinería en el programa de proyectos estratégicos, es importante tomar en consideración el contexto internacional y las experiencias recientes de desarrollo de proyectos similares para que  el proyecto en cuestión sea exitoso.

Estados Unidos es el mayor refinador mundial con el 20% de la capacidad instalada mundial. Desde un inicio dicho país contó con suficiente producción de crudo para alimentar a sus propios complejos refinadores, y cuando empezó a  escasear el crudo producido en ese país en los años 70 y 80, se especializaron en procesar los crudos pesados y extrapesados de los países latinoamericanos. Las refinerías de la Costa del Golfo de México procesan crudo de Venezuela, México, Perú,  Ecuador, entre otros. Es crítico tomar esto en cuenta, ya que el crudo mexicano es estratégico para el tipo de refinerías en los Estados Unidos, lo cual le otorga al país cierto poder de negociación (Nota: En cuanto se terminen las fases restantes del proyecto Keystone  –tres fases concluidas y la cuarta fase ya desbloqueada por el gobierno de  Donald Trump–, el cual transportará el aceite extrapesado canadiense a las refinerías de la región del Golfo de México estadounidense, el crudo mexicano perderá su valor estratégico para las refinerías de la Costa del Golfo de México).

México es un importador de petrolíferos desde la década de los 90 debido al crecimiento acelerado del parque vehicular. Es un importador neto de petrolíferos, ya que mientras que en 2017 produjo menos de 800 mil bpd de refinados,  consumió  aproximadamente 1.5 millones de bpd, lo que implicó un déficit anual de alrededor de 700 mil bpd. Mexico es deficitario en cuatro de cinco productos petrolíferos principales.

Si bien en los últimos seis años se realizaron inversiones por más de 120 mil millones de pesos en el área de Pemex Refinación (posteriormente conocido como Pemex Transformación Industrial), durante los últimos cinco años los  resultados operativos de refinación de Pemex han tenido una tendencia negativa en términos de producción y nivel de utilización de la capacidad instalada. (Ver gráfica 1).

Del 2015 a la fecha en México se dejaron de procesar más de 400 mil bpd en el sistema nacional de refinación, lo cual significó una reducción del 40% en un lapso de cuatro años. Lo anterior debido a que el promedio de utilizacion nacional  se redujo de alrededor de 70% en el 2015 a 40% en el 2018 (Nota: Para que una refinería opere rentablemente requiere niveles de utilización superiores al 95% de operación). Sin embargo, cabe mencionar que la caida en el nivel de  utilización en las refinerias de Pemex no se debe únicamente al descenso en eficiencia operativa, ya que otro factor adicional es la caída en la producción de barriles que ha tenido Pemex Exploración y Producción, lo cual llevó a la dirección
de la empresa a tomar la decisión de bajar en menor cuantia las exportaciones y reemplazar el crudo faltante en refinerías por productos refinados importados.

Nivel de utilización por refinería en México.

Si bien México es un país deficitario en términos de la balanza petrolera, esto no implica no contar con abasto seguro de petrolíferos a precios competitivos, inclusive a costos menores a los productos refinados en México. (Ver gráfica 2).

Debido a que en las últimas dos décadas el mercado canadiense y el mercado estadounidense han presentado exceso de oferta en gasolinas, turbosina, naftas y otro tipo de productos petrolíferos, México ha podido cubrir su déficit de  productos a través de las importaciones de combustibles que se producen en refinerías de la Costa del Golfo Norteamericana (USGC por sus siglas en ingles), Canadá y en algunas ocasiones de España y la región Asia-Pacifico. En un futuro  próximo no se ve como la situación de exceso de productos refinados en el mercado norteamericano disminuya.  De hecho, se espera que se incremente por la sustitución de automóviles de combustión interna por vehículos eléctricos y por  la fase de expansión en la cual se encuentran actualmente las industrias de petróleo y gas en ambos países.

Esta situación sucede también en otros mercados regionales, como el caso del exceso de oferta en el Medio Oriente, el cual compensa la falta de producción de algunos países asiáticos y africanos. De la misma manera sucede con el exceso  en la región de Rusia y el Mar Caspio, que envían su exceso de producción de refinados a los países europeos que se encuentran en déficit.

Es importante destacar que la capacidad de refinación mundial (i.e., grandes complejos de refinación) se terminó de construir en la década de 1980 y que desde entonces en los países europeos y de Norteamérica (i.e. Estados Unidos y Canadá) se siguió una política de mejora operativa continua con la finalidad de aumentar la productividad de las refinerías existentes. Dicha estrategia de desarrollo fue congruente con el crecimiento y tamaño del parque vehicular de dichas regiones. A partir de la irrupción del shale (caracterizado por proveer aceite ligero), en los Estados Unidos se ha construido en los últimos años algunas refinerías modulares de pequeña escala para procesar el crudo ligero.

En otras regiones del mundo, en los últimos treinta años se ha dado la construcción de nuevos proyectos de refinación en mercados que experimentan un crecimiento y parque vehicular significativo como China, India y Brasil. Mientras que China y la India (por su propio tamaño individual son más grandes que varios mercados regionales) buscaron seguridad energética con la construcción de sus refinerías, Brasil intentó capturar más valor agregado con la integración de  su sistema petrolero y petrolífero.

Los proyectos de instalaciones refinadoras en el mundo son considerados “megaproyectos” debido al nivel de inversión que requieren y al tiempo de ejecución de la obra. Los resultados en términos de costos asociados a los proyectos y los  tiempos de ejecución de las obras, han tenido una variabilidad considerable a lo estimado originalmente, lo cual incrementa la inversión requerida y en algunas ocasiones inclusive se han tenido que suspender proyectos ya en marcha.

A continuación, se presenta un resumen de los proyectos que fueron desarrollados en los últimos años en Norteamérica y Latinoamérica y su nivel de cumplimiento vis a vis lo planificado.

Estados Unidos. North Dakota. Refinería Prairie. Fue la primera refinería greenfield en construirse en Estados Unidos desde 1993. Comenzó su construcción en marzo de 2013 e inicio operaciones en Mayo de 2015. Capacidad de  procesamiento de 19,000 bpd de crudo del shale play de Bakken, y funciona como topping, produciendo 7,000 bpd de diésel, con una inversión de 435 millones de dólares que equivalen a un costo de 22,894 dólares por barril/día  procesado.

Texas. Kinder Morgan Galena Park. Construcción de dos separadores de condensados con capacidad de procesar 100,000 bpd de crudo con una inversión asociada de 360 millones de dólares, que equivalen a 3,600 dólares por barril a  procesar. Es importante mencionar que estos separadores únicamente realizarán la destilación inicial, ya que Kinder Morgan cuenta con una red de ductos por la cual enviará los diferentes productos separados a distintas refinerías dentro  de la USGC. Es una refinería topping.

Dakota. Refinería Davis. Procesará condensado de alta conversión para obtener diésel y turbosina. Se construirá en dos fases. Fase 1 será un hydroskimming de 27,000 bpd y la fase 2 será una refinería de conversión profunda con  capacidad total de 49,000 bpd. Construcción civil comenzó a mediados de 2018 y se espera que esté operacional para finales de 2020. Índice de complejidad de Nelson de 9. Sin monto anunciado de inversión.

Texas. Raven Petroleum South Texas Energy Complex. Anunciado en 2016 se esperaba que entrara en operación durante 2018. Inversión anunciada de 500 millones de dólares para una refinería de 50,000 bpd. A finales de 2018 los  permisos aún no habían sido otorgados y un estudio elaborado por la Universidad de Texas El Paso estimó el costo del proyecto en 1.9 mil millones de dólares, es decir, 4 veces más al monto inicial.

Texas. Pecos County Refinery. Proyecto anunciado a finales de 2017. Se licitó el contrato de la fase 1 en Octubre de 2018 para la construcción de un destilador de condensados de 10,000 bpd de capacidad. Sin monto de inversión  anunciada.  La fase 1 es una refinería topping que tiene como productos Diesel #2, naftas y residuales, mientras que la fase 2, aún en trámite de permisos, es una refinería de conversión profunda de 100,000 bpd.

Canadá. Refinería Alberta. La primera en Canadá en más de 30 años. Su costo empezó en 4 mil millones de dólares y terminó en 9.4 mil millones de dólares. Se empezó a construir en enero de 2013 y entró en funciones parciales en  noviembre 2017. El producto que refina es bitumen canadiense y la fase que costó los 9.4 mil millones de dólares es para 80,000 bpd. El plan es instalar 240,000 bpd en tres fases.

Brasil. Complejo Comperj, Rio de Janeiro. Se anunció en 2007 como un proyecto refinador/petroquímico con capacidad de 150,000 bpd para refinación de crudos pesados y producir etano, propano, benceno, propileno, polipropileno, PET, etilenglicol y estireno. Inversión inicial de 10.5 mil millones de dólares a entregarse en el año 2014. En octubre de 2018 se llegó al acuerdo con CNPC para continuar con la construcción del complejo, el cual incrementó su costo hasta 15.3 mil millones de dólares y se espera fecha de entrega hasta 2020.

Brasil. Complejo Abreu e Lima. La construcción en Brasil de las refinerías Abreu y Lima, las más nuevas del sistema de refinación de la petrolera estatal Petrobras, han supuesto retrasos y sobrecostos para la compañía. Se anunciaron en 2006 con capacidad para procesar 230,000 bpd con una inversión de 5 mil millones de dólares. El primer tren inició operaciones en 2015 y alcanzó una eficiencia operativa aceptable hasta 2017. El costo total del proyecto hasta el  momento (faltan inversiones por realizar) es de 20 mil millones de dólares por 230,000 bpd de crudo a procesar, lo que da como resultado 87 mil dólares por barril/día a procesar.

Frente a los dos casos mencionados anteriormente, Petrobras y el gobierno brasileño tomaron la decisión de desinvertir en activos de refinación como consecuencia de los escándalos de corrupción y de la baja eficiencia en la inversión  para las nuevas refinerías construidas.

Perú. Modernización de refinería en Talara. 5,400 millones de dólares por reconfigurar capacidad actual y aumentar capacidad a 95,000 bpd. Proyecto de conversión profunda. Adjudicado en 2014 y aún sigue en construcción; se prevé  inicie operaciones en 2021 con 18-24 meses de atraso a lo anunciado.

Colombia. Refinería de Cartagena con capacidad de 150,000 bpd. Conversión profunda. Empezó en 2006 y se concluyó a finales 2015. Mientras que su costo presupuestado fue de 3,777 millones de dólares, su costo real terminó siendo de  8,015 millones (53.33 dólares por barril a procesar).

Las experiencias internacionales recientes permiten observar que la construcción de instalaciones del tipo de una refinería son proyectos que requieren una etapa intensiva de planeación y análisis de costo-beneficio, ya que muchos de los  proyectos que adolecieron de lo anterior mostraron retrasos significativos en tiempo de ejecución y aumento sustancial en inversión asociada a la obra.

Al comparar la experiencia en el continente americano durante los últimos años en la construcción de refinerías, con lo propuesto en México, es importante resaltar que Pemex se encuentra ante un reto significativo para poder cumplir con  los tiempos y costos planificados.

Finalmente, otro aspecto a cuidar es la planificación transversal en Pemex entre E&P y refinación, ya que el tipo de crudo y niveles de producción podrían afectar la dieta que reciban las refinerías. La plataforma de producción de Pemex se ha venido haciendo cada vez más pesada y esto afectará el tipo de reconfiguración y arreglo tecnológico que requiere el Sistema Nacional de Refinación en el largo plazo.

* Luis del Rio y José Pablo Rinkenbach son analista y director en Ainda Consultores, respectivamente.