Sistema Nacional de Refinación (Primera parte)

Antecedentes

El Sistema Nacional de Refinación (SNR) consta de seis refinerías con una capacidad nominal de refinación de crudo de 1,640 MBD[1]. 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 base en tecnología de aquella época y con criterios de diseño fuertemente condicionados por los bajos precios de la energía y los muy altos costos de capital que prevalecían en ese entonces, que llevaron a sacrificar eficiencia para reducir los costos de inversión, por lo que, desde un inicio, nuestras refinerías tenían un rendimiento de productos de mayor valor, un nivel de eficiencia en el consumo de energía y un nivel de integración significativamente menores que las refinerías de la costa del Golfo de los Estados Unidos, con las que compiten.

Mientras que las refinerías de la costa del Golfo de los Estados Unidos se fueron modernizando a lo largo de estos años, las nuestras, siempre sujetas a restricciones presupuestales, se fueron quedando rezagadas, con excepción de algunas plantas de proceso que se adicionaron a lo largo de los años 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.

La adición de una planta H-Oil en la refinería de Salamanca, aunque difícil de operar, le permite a la refinería procesar una mezcla enriquecida de crudo ligero y crudo pesado, mientras que, con la adición a las refinerías de Cadereyta y Madero de un nuevo conjunto de plantas, que incluye una 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 crudo pesado y procesar el residual de la columna de vacío en la coquizadora para recuperar mayores porcentajes de gasolina, turbosina y diésel en lugar de destinarlo a la producción de combustóleo.

Los reiterados diagnósticos del SNR incluidos en las Prospectivas de Petróleo Crudo y Petrolíferos que publica anualmente la SENER mencionan que:

“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.”[2]

Como se indica en el diagnóstico antes referido, con excepción del último tren de refinación de Minatitlán, todos los demás sistemas fueron diseñados para procesar crudo ligero de 34 °API, un poco más ligero que el tipo Istmo, que era el prevaleciente en aquellos años.

Desde fines de los años 70, cuando inició la producción en Cantarell del crudo pesado tipo Maya, de 22 ^oAPI, 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-Maloob-Zaap más pesados, el desempeño del SNR se fue deteriorando cada vez más.

Lo mismo sucedió con la calidad de los productos refinados, a pesar de las reconfiguraciones que se hicieron en tres de las refinerías, para instalar las unidades de coquización.

La operación actual del sistema, con crudos más pesados, como se está haciendo ahora, implica una menor producción de productos ligeros y una mayor producción de combustóleo, de peor calidad, con alto contenido de azufre, de metales pesados y de asfaltenos.

También es importante mencionar que, al ir cambiando la naturaleza del crudo por mezclas más pesadas y con mayor contenido de azufre, carbón, metales y 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 otras cargas, lo cual ha afectado la operación, los rendimientos y el mantenimiento de los equipos[3].

Por todas estas razones, las refinerías que integran nuestro Sistema Nacional de Refinación tienen márgenes de operación significativamente más bajos que la de las refinerías con las que compite en la región y, aun operando en las mejores condiciones, sus márgenes de rentabilidad son muy reducidos y, salvo raras ocasiones, opera con pérdidas. Es por esta razón que, durante la pasada administración, se tomó la decisión de reducir el nivel de operación del SNR y minimizar así estas pérdidas.

Al término de la administración pasada, el SNR estaba procesando un promedio de 640 MBD, esto es, estaba operando al 39% de su capacidad nominal y al 53% del nivel al que operaba (1,200 MBD) cuando se tomó la decisión de reducir su nivel de operación. Adicionalmente, por las fuertes restricciones presupuestales bajo las cuales se ha visto obligado a trabajar Petróleos Mexicanos, se les dejó de dar el debido mantenimiento a las seis refinerías, razón por la cual la presente administración las recibió con un alto grado de deterioro.

En años recientes la confiabilidad operacional del Sistema Nacional de Refinación se ha caracterizado por una tendencia desfavorable, en particular por el incremento de los paros no programados y a un bajo grado de cumplimiento en la atención de las reparaciones mayores4.

En la presente administración, entre los 100 compromisos asumidos por el presidente Andrés Manuel López Obrador, se incluyó el siguiente: “Se rehabilitarán las seis refinerías existentes y se iniciará, en unos días más, la construcción de una nueva refinería, en Dos Bocas, Paraíso, para lograr que en tres años se produzca en México toda la gasolina que consumimos.”[4]

La meta a alcanzar con la rehabilitación de las seis refinerías que fue 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

A principios de 2021, el presidente rectificó la meta para llegar en 2023 al nivel de 1,200 MBD, sin embargo, el promedio actual aún se encuentra lejos de alcanzar dicho volumen y queda un largo camino por recorrer, ya no para incrementar, sino tan solo para poder recuperar el nivel de conversión a productos de alto valor comercial y, con ello, reducir la dependencia en la importación de combustibles y mejorar los márgenes de producción por barril de petróleo procesado.

En los tres años de la presente administración Petróleos Mexicanos ha destinado más de 33 mil 500 millones de pesos a la adecuación y modernización de las seis refinerías del país, sin embargo, al concluir el año 2021, pese a estos trabajos y a las inversiones realizadas, la empresa no ha podido cumplir con sus metas de procesamiento de crudo, debido principalmente a la falta de recursos oportunos para la contratación y realización de las reparaciones requeridas.[5]

El último trimestre del año el SNR procesó un promedio de 740 MBD, un incremento de 15.6% frente a los 640 MBD procesados en el tercer trimestre de 2018, por lo que el SNR está operando al 45% de su capacidad nominal y al 61% de la meta planteada por el presidente. Las razones son múltiples, pero una de las principales es que se han tenido muchas fallas en las plantas de craqueo catalítico con que cuenta el sistema, lo que implica una mayor producción de combustóleo por barril de crudo procesado y una reducción significativa en la producción de diésel, así como de turbosina y gasolina.

Es por ello que, cuando se comparan los incrementos logrados en estos tres años en la producción de gasolina, turbosina y diésel, estos son aún más bajos. La producción combinada de estos tres productos, factor determinante para la rentabilidad de una refinería, pasó de 374 MBD en el tercer trimestre de 2018 a 403 MBD en el cuarto trimestre de 2021, un incremento de tan solo 8%, mientras que la producción de combustóleo pasó de 189 MBD a 244 MBD en el mismo periodo de tiempo, un incremento de 29%.

Un segundo problema ha sido encontrar salida a la creciente producción del combustóleo con alto contenido de azufre que producen las refinerías mexicanas, ya que nuestros mercados tradicionales se colapsaron el primero de enero de 2020 al entrar en vigor el Convenio Internacional para Prevenir la Contaminación por los Buques (Convenio MARPOL), un tratado ambiental clave 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 velar por la protección, seguridad y eficiencia del transporte marítimo.

De acuerdo con este convenio:

”A partir del 1 de enero de 2020, el límite mundial del contenido de azufre del combustible de los buques se reducirá al 0,50% (del 3,50% actual). Conocido como “OMI 2020”, este límite será obligatorio para todos los buques que operen fuera de ciertas zonas de control de emisiones designadas*, donde el límite ya es del 0,10%.

El nuevo límite supondrá una reducción del 77% en las emisiones totales producidas por los buques, lo que equivale a una reducción anual de aproximadamente de 8,5 millones de toneladas métricas de óxidos de azufre. La materia particulada también se reducirá. Como resultado, se prevé que disminuyan los derrames cerebrales, el asma, el cáncer de pulmón y las enfermedades cardiovasculares y pulmonares. Reducir las emisiones de azufre de los buques también ayudará a prevenir la lluvia ácida y la acidificación de los océanos, lo que beneficiará a los cultivos, los bosques y las especies acuáticas.”[6]

Con el fin de evitar que el manejo de combustóleo ponga en riesgo la continuidad de sus operaciones, el nuevo límite establecido en el tratado obliga a Pemex a encontrar nuevos mercados para un combustóleo que cada día tiene menor demanda como combustible, por su alto costo y por su alto nivel de emisiones contaminantes. Para ello, Pemex ha recurrido a exportarlo a la Costa del Gofo de los EEUU para ser usado como carga en refinerías con plantas coquizadoras, mezclado con crudo ligero, en sustitución de crudo pesado amargo, oportunidad que se ha abierto temporalmente gracias a la contracción del diferencial de precios entre el crudo ligero y el crudo pesado.

Adicionalmente, a partir del tercer trimestre de 2020 Pemex se ha visto obligado a promover acuerdos para abastecer de combustóleo a las centrales eléctricas de la CFE que pueden utilizarlo como combustible alterno, como Tula, Manzanillo y Petacalco, teniendo que incrementar de manera muy significativa los descuentos otorgados en los precios del combustóleo para hacerlo un poco más competitivo con respecto al gas natural y al carbón[7].

Sin embargo, aún con estos descuentos, para poder operar estas centrales con combustóleo ha sido necesario violentar las reglas de despacho por mérito económico.

Esta solución, además de reducir aún más los ya castigados márgenes de operación del SNR, lo que obliga a Pemex a asumir pérdidas aún mayores, implica tener que utilizar en la vecindad de zonas urbanas densamente pobladas un combustible que, por su alto impacto sobre el medio ambiente y sobre la salud, ya no está permitido utilizar en medio de los océanos.

Por otra parte, es importante hacer notar que a partir de inicios de 2021 la CFE ha dejado de importar combustóleo de bajo nivel de azufre para la operación de sus centrales en Baja California, sustituyéndolo con combustóleo nacional, con el consecuente incremento de emisiones de óxidos de azufre y partículas finas.

El problema de la disposición del combustóleo se ha visto agravado con los movimientos de protesta que han bloqueado las líneas del ferrocarril que se utilizan para transportar el combustóleo producido en las refinerías de Tula y Salamanca a los puertos de Manzanillo y de Lázaro Cárdenas, lo que ha obligado a Pemex a interrumpir su operación.[8]

Ante este panorama, el gobierno anunció recientemente la decisión de reanudar el proyecto de la planta coquizadora de Tula, que había sido interrumpido al inicio de la presente administración, para el cual se planea destinar 60,000 millones de pesos, y se pretende ponerlo en operación a fines de 2023.

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Notas:

[1] MBD: miles de barriles por día

[2]SENER; Prospectiva de Petróleo Crudo y Petrolíferos 2015-2019

[3] Alejandro Villalobos. Opciones para disminuir la contaminación ambiental producida por el uso del combustóleo y por otros contaminantes producidos en el sistema nacional de refinación y en el procesamiento de gas natural, Trabajo presentado en el Seminario COVID y medio ambiente organizado por la Academias de Ingeniería

[4]https://www.gob.mx/presidencia/documentos/100-compromisos-del-presidente-andres-manuel-lopez-obrador-al-1-de-septiembre-de-2020

[5]Plan de negocios de Petróleos Mexicanos y sus Empresas Productivas Subsidiarias, 2021-2022.

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

[7]Plan de negocios de Petróleos Mexicanos y sus Empresas Productivas Subsidiarias, 2021-2022.

[8]La refinería de Tula reanuda operaciones después de tres semanas de bloqueo. Revista Expansión. 22, oct., 2021