Rodolfo del Rosal Díaz

Lizbeth García Isla ¿Considera que se requieren incentivos gubernamentales para la implementación de proyectos por parte del sector privado o son rentables en sí mismos?

Fernando Rodríguez de la Garza Estos proyectos de recuperación de generación de energía limpia, y el uso del CO2 en recuperación mejorada, son proyectos autosustentables; sin embargo, no hay duda de que ayudarían los incentivos del gobierno por medio de bonos de carbono. Por ejemplo, eso ya sucede en otras latitudes, en particular en Estados Unidos. Ahí el almacenamiento de CO2, que aplica diferentes modalidades de recuperación mejorada, recibe 45 dólares por tonelada como incentivo gubernamental. Un incentivo de este tipo sería muy importante porque haría viable el almacenamiento no sólo en yacimientos para recuperación mejorada con CO2, sino quizá en yacimientos agotados, que fue algo que no se tocó, pero definitivamente ahí puede almacenarse CO2, o en acuíferos

Alberto Josep ¿Qué sugiere hacer para sumarnos y lograr que las autoridades competentes promuevan y apoyen lo necesario?

Fernando Rodríguez de la Garza Se requiere un trabajo conjunto de todas las partes que se involucran en este tipo de proyectos; los organismos ambientales, la Semarnat, la Sener, la CNH, Pemex, la CFE, es decir, las entidades vinculadas con emisiones en la industria petrolera y la industria de generación de energía. Todos estos actores necesitan dialogar y definir una estrategia para contribuir a concretar los proyectos.

Las tecnologías ya existen, aunque se menciona en el estudio de DNV que hasta 2035 no se espera que contribuyan de manera importante las tecnologías de CCUS e hidrógeno. Las tecnologías de CCUS ya existen; el punto aquí es que para hacerlas viables ya sabemos por dónde comenzar: el CO2 almacenado con recuperación mejorada es una manera autosustentable; sin embargo, parece paradójico que por un lado se intente reducir el consumo, se trate de reducir la dependencia de los hidrocarburos para generar energía, mientras que, por otro lado, se hable de incrementar las reservas y la producción de aceite. Aunque se prevé que el negocio del petróleo continuará de manera inevitable, entonces, ¿cómo reducir las emisiones? Obviamente, respecto del CO2 de fuentes fijas la meta es capturarlo y almacenarlo de manera permanente.

Cecilia Martín del Campo ¿Qué opinión tiene sobre cambiar quemadores abiertos por quemadores cerrados de combustión completa como una medida para reducir emisiones en los pozos de producción? Fernando Rodríguez de la Garza Definitivamente, lo primordial es reducir a cero las emisiones en la industria petrolera, pero sabemos que algunas operaciones requieren quemar algo de gas o de hidrocarburos. Las tecnologías que menciona serían muy efectivas ahí, pero creo que el punto más importante es la reducción a cero.

Beatriz Bambilla ¿Además de Pemex, en qué otra compañía se realiza recuperación mejorada?

Fernando Rodríguez de la Garza Sé de Pemex, trabajé ahí muchos años. Durante mis últimos años coordiné esfuerzos de esta naturaleza. Entiendo que ahora las compañías se enfocan más en reactivar campos que en la recuperación mejorada. Obviamente, ésta implica un mayor costo del barril producido, algo inevitable. Ahora, las compañías particulares están más enfocadas en resolver otros temas antes del de la recuperación mejorada.

Sistema nacional de refinación en México

RODOLFO DEL ROSAL DÍAZ Ingeniero químico. Laboró en el Instituto Mexicano del Petróleo, donde se retiró como director de Ingeniería de Procesos. Dirigió la Comisión General para el Ahorro de Energía. Es coordinador de laboratorios de la Alianza FiIDEM. Ha participado en el diseño de más de 50 plantas de diferentes refinerías de Pemex, así como para diversos estudios de optimización operativa.

La refinación del petróleo (figura 1) incluye varios procesos para separar y transformar las fracciones que contiene cuando está crudo. Estas fracciones, productos y sus correspondientes usos también se indican en la figura 1.

Existen también los residuales; de ahí proceden los asfaltos y, eventualmente, el combustóleo, empleados en la pavimentación y la calefacción industrial o como combustible para barcos, respectivamente. Como lo muestra la misma figura, cada producto se obtiene en un intervalo de ebullición determinado. Por ejemplo, la gasolina se obtiene entre 150 y 350 grados Fahrenheit.

La refinación enfrenta cuatro desafíos: 1. Los crudos son cada vez más pesados y presentan un mayor contenido de azufre, metales, sal y agua. Esta condición lleva a vislumbrar un futuro problema: la producción de azufre representará un cuello de botella en la producción de las refinerías si no se le encuentra una mejor aplicación. 2. Las especificaciones de

combustibles cada vez más estrictas: ahora la gasolina debe tener menos de 30 partes por millón (ppm) de azufre; el diésel, menos de 15 ppm, y ambos requieren mejores características detonantes y ambientales. 3. Cambios importantes en la configuración de la producción de petróleo crudo, en la estructura y demanda de productos petrolíferos, y en los requerimientos para lograr que los combustibles tengan un menor impacto ambiental. 4. El incremento sustancial de los costos de inversión para la actualización y la instalación de plantas nuevas.

México produce, fundamentalmente, cuatro tipos de crudo: súper ligero (Olmeca), ligero (Istmo), pesado (Maya) y ultrapesado (Ku-Maloob-Zaap).

Todos tienen un alto contenido de azufre y de metales. En la tabla 1 se indican los contenidos de azufre de cada tipo de crudo. En metales, muy importantes para la operación de las refinerías, se está pasando de tener 0.77 ppm de níquel y 4.96 ppm de vanadio en el Olmeca a 56.70 ppm y 271.4 ppm, respectivamente, en el Maya, y a 88.40 ppm y 412.1 ppm, respectivamente, en el Ku-Maloob-Zaap. Estas altas cifras representan un serio problema en la parte operativa.

Las especificaciones representan un problema importante, ya la NOM 086 fue reemplazada por la norma NOM-16CRE-2016, pero ninguna de las dos se ha cumplido. Para la NOM-16-CRE-2016 la fecha límite era el 31 de diciembre de 2018, y simplemente Pemex no ha terminado de hacer todas las inversiones para la reducción de azufre, sobre todo en el diésel. Las especificaciones vigentes entonces señalaban que la Pemex Premium debía tener 30 ppm de azufre en promedio, pero con picos de hasta 80 ppm. La Pemex Magna presenta una situación particular; lo mismo ocurre con el diésel en la zonas metropolitanas de la Ciudad de México, Guadalajara y Monterrey, o en el resto del país, donde las especificaciones al final serían iguales a 30 ppm, mínimo, y 80 ppm, máximo, pero ahora son de 600 ppm y de 1,000 ppm, respectivamente.

En diésel Pemex tenía una especificación de 500 ppm, después de 300 ppm para las zonas metropolitanas, y de 500 ppm para el resto de la República. En el resto de los casos deben tener menos de 15 ppm; sin embargo, no se han hecho las inversiones adecuadas, y ese es un problema grave.

En la figura 2 pueden consultarse otras especificaciones para diésel y gasolina.

Ahora bien, los rendimientos en función del tipo de crudo son muy diferentes. Por ejemplo, el Olmeca tiene un contenido de alrededor de 30% de nafta, mientras que el KuMaloob-Zaap tiene apenas 8%. Respecto de destilados tipo diésel, de 32% del Olmeca se desciende a 26% para el KuMaloob-Zaap. Algo prácticamente poco aprovechable es el residuo de vacío, pues el Olmeca tiene 12% y el Ku-MaloobZaap está prácticamente a la mitad. Mediante esta información podrán darse cuenta de cuánto es posible recuperar solamente por destilación.

Otro problema lo representa el azufre que permanece en el residuo de vacío, pues se va acumulando. En el caso del Olmeca, el residuo de vacío es de 2.5%, y en el Ku-MaloobZaap, de 8.5%; es decir, que el residuo de vacío genera un problema porque no se puede operar o utilizar el gasóleo obtenido con él porque supera con creces el contenido de azufre máximo para quemarlo en calderas.

En el caso del níquel y del vanadio pasa algo similar: de entrar con valores de 500.5 ppm en el Ku-Maloob-Zaap, en el vacío prácticamente se duplica, por lo que cada vez se complica más esa operación.

Pemex busca satisfacer el mercado mexicano con la producción de seis refinerías, cuya capacidad acumulada de procesamiento es de 1.64 millones de barriles de crudo al día (59.8% de crudo ligero tipo Istmo y 40.2% de crudo pesado tipo Maya). Sin embargo, con 40% de aprovechamiento de la capacidad instalada, hoy en día produce alrededor del 25% de la demanda de gasolina.

Las refinerías funcionan según su configuración. En México sólo tres refinerías están reconfiguradas: Madero,Cadereyta y Minatitlán. En cambio, Tula, Salamanca y Salina Cruz no han sido reconfiguradas. ¿Cuál es la diferencia

Principales productos refinados

Rango de ebullición en °F Producto terminado

<60 Gas LP

Crudo

* Unleaded Regular Refinación 150-350

350-525

525-650

650-1000

1000 + Gasolina para motor*

Turbosina / querosina

Diesel

Gasóleo

Asfalto / combustóleo

Figura 1. Procesos para la refinación del petróleo crudo. Utilización

Calefacción, secado de cosechas, combustible doméstico Transporte

Transporte, calefacción doméstica Calefacción, camiones de carga, ferrocarril, calderas Lubricantes, producción de gasolina Pavimentación, calefacción industrial, combustible para barcos

entre ambos casos? Las refinerías reconfiguradas tienen la capacidad de manejar una mayor proporción de crudos pesados y también cuentan con un mayor rendimiento de gasolinas. La figura 3 muestra que prácticamente todas las refinerías situadas del lado del Golfo de México están reconfiguradas y pueden operar con crudos del orden de 50% de crudo ligero y pesado en el caso de Cadereyta, y de 30 y 70% en el caso de Madero y Minatitlán. A su vez, Salamanca y Tula pueden manejar, cuando mucho, 25% de crudo pesado, y Salina Cruz sólo 15%. En el lado del Golfo, la producción de gasolinas es de 50%, y en el lado del Pacífico, de 32%. Estos indicadores destacan cómo funcionan actualmente las refinerías.

Es necesario considerar que desde 1978 no se ha construido en México una nueva refinería, además de que en el país los crudos son cada vez más pesados y presentan mayor contenido de azufre y agua.

Tabla 1. Contenidos de de azufre y metales en los crudos mexicanos Los fuertes rezagos en la Olmeca (Superligero) Istmo (Ligero) Maya (Pesado) Ku-Maloob-Zaap (Ultrapesado) corrección de problemas operativos y de mantenimiento en Gravedad °API las refinerías generan el proGravedad Esp blema por el cual apenas se Viscosidad @ aprovecha 40% de la capaci25°C, cSt dad instalada. Las refinerías al inicio sólo contaban con destilación primaria, destilación al vacío y reformación (véase tabla 2). Muchas de las refinerías reconfiguradas en México cuentan con coquizadoras, y otras pueden ser más complejas usando el hidrockraking. En la tabla se aprecia que a mayor complejidad, los rendimientos aumentan. Por ejemplo, con coquizadora es posible obtener hasta 52% de gasolina, cifra que aumenta a 58% si se usa hidrockraking, además de producir 12% de combustóleo u otros residuos con el hidrocracking. En cambio, si se usara sólo la desintegración catalítica, se podría dejar hasta 48% de residuos. El valor relativo de los productos también se incrementa mientras más compleja sea la refinería. Las estructuras de tres refinerías del país no están reconfiguradas y requieren mejorarse en ese sentido: Salamanca, Tula y Salina Cruz. Sin detallar los números de cada refinería, se están produciendo oxigenados, además de obtener cerca de 40% de combustóleo y residuo. Añadir plantas coquizadoras e incluir tratamientos para esa nafta reduce el porcentaje de producción de coque y combustóleo; esta es la diferencia significativa entre una estructura y otra. El aprovechamiento de la capacidad instalada de refinación fue de menos de 38%, aunque en 2021 ha mejorado a más de 45%. El porcentaje de rendimiento de gasolina se acerca a 32%; el de diésel, a 20%, y el de combustóleo, a 28%, pero este último creció en 2021 a casi 33%. Esta situación es inaceptable, ya que el combustóleo prácticamente no tiene mercado, por sus características altamente contaminantes durante su combustión. Es pertinente señalar que, a pesar de que tres de las refinerías están reconfiguradas,

38.0 0.83 4 33.1 0.86 9 22.1 0.90 155 12.2 1.00 20,751 Azufre, %p Carbón Ramsbottom, %p

0.98 1.82 1.43 4.07 3.60 10.46 5.20 15.60 Asfaltenos, %p Níquel, ppm Vanadio, ppm

1.06 0.77 4.96 3.84 9.70 44.0 13.46 56.70 271.4 21.21 88.40 412.1

Pemex Premium Pemex Magna Pemex Diésel Figura 2. Programa de la norma ambiental NOM - 086 (Para la NOM-16-CRE-2016, la fecha límite fue el 31-dic-2018).

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Oct 250 / 300 30 prom / 80 máx Oct ZM 500 máx 30 prom/80 máx Ene RP 1,000 máx 30 prom/80máx Ene ZF 500 máx 15 máx Ene ZM 300 máx 15 máx Sep RP 500 máx 15 máx partes por millón

ZM =Zonas metropolitanas: Valle de México, Guadalajara y Monterrey. RP =Resto del país. ZF =Zona fronteriza norte. Adicionalmente hay otras especificaciones para gasolina: Aromáticos, 30% vol en Magna y 25% vol en Premium (benceno 2 y 1 % vol respectivamente); Olefinas, 15 % vol en Magna y 20 % vol en Premium; y (R+M)/2 de 87 en Magna y 92 en Premium. Combustóleo para barcos, ISO 8217, 0.5% de S

Fecha establecida por la Norma publicada en el DOF el 30 de enero de 2006. Para diesel se requiere además un número de Cetano de 48 mínimo (086) y 45 mínimo (16-CRE)

Crudo Ligero/Pesado Conversión de gasolina

Salamanca 245 MBPD 75/25 32% Centro y Poniente Lubricantes

Tula 315 MBPD 75/25 32% Zona Metropolitana del Valle de México

apenas se alcanza 32% de rendimiento en la producción de gasolina.

Es necesario corregir la situación de las refinerías existentes, inclusive antes de construir una refinería nueva, como Dos Bocas.

Antes de 2012 había colapsado la refinación: un poco antes del cambio de sexenio se presentó una disminución de la producción de crudo y de su precio, faltó presupuesto, hubo frecuentes fallas operativas, la demanda de gasolinas rondaba los 880 mil barriles diarios y se producían apenas 550 mil barriles diarios.

Entre 2012 y 2018, el bajo mantenimiento y el poco interés en invertir en las plantas existentes, aun con la reforma energética, impidieron impulCadereyta sar la refinación. Además, 275 MBPD 50/50 Norte del País 50% cayeron la demanda y la pro ducción. En 2018 se produ Cd. Madero cían 220 mil barriles diarios 190 MBPD 30/70 50% de gasolina, cuando en 2012 Centro y Golfo la producción ascendía a 550 Minatitlán mil barriles. Entre 2018 y 2020 285 MBPD se busca, primero, incremen30/70 50% Sur y Península tar la capacidad de las refinerías existentes para producir, por lo menos, la cantidad alcanzada en 2012: 550 mil barriles diarios. La incorporación de la posible producSalina Cruz ción de una refinería como 330 MBPD 85/15 32% Dos Bocas podría apoyar la Litoral del Pacífico producción de gasolina hasta Figura 3. Las seis refinerías mexicanas trabajan sobre todo con crudo ligero. alcanzar los 850 mil barriles diarios, contra una demanda esperada de poco más de mil millones de barriles. Aquí es importante mencionar que no es indispensable satisfacer por completo la demanda nacional. Una importación equivalente al 18% de la demanda nacional es un valor razonable. El punto que debe destacarse es que la reforma energética planteaba la inversión privada en las refinerías, pero no la hubo. Por tanto, se dejó de invertir, lo que perjudicó el mantenimiento y las mejoras operativas y causó ese colapso. Existen muchas dudas de si debe construirse o no Dos Bocas. En la tabla 3 se resumen datos justifican la instalación

Tabla 2. Evolución cronológica de la complejidad de las refinerías Unidades de proceso Compleja con hydrocracking Coquizadora FCC/ alquiladora FCC Hydroskimming

Destilación primaria Destilación al vacío Reformador catalítico FCC Alquilación Coquización Gasolina

x x x x x x 58%

x x x x x x 52% x x x x x

32% x x x x

26% x x x

15%

Destilados Combustóleo y otros Valor relativo de los productos 29% 11% 1.00 34% 12% 0.98 23% 41% 0.95 23% 38% 0.93 16% 63% 0.84

Evolución cronológica

Tabla 3. Elementos de justificación de una nueva refinería Oferta y demanda de gasolina en miles de barriles diarios

2019 2021 2024

Demanda Oferta Situación actual Situación corrigiendo problemas 902 953

220 550 Situación sin corregir problemas 1,036 220 Situación sin nueva refinería, pero con máximo aprovechamiento de capacidad 1,036 680

Importación

682 % de importación 75.6 403 42.3 816 78.76 356 34.36 Situación con nueva refinería 1,036 850 186 18.0

Tabla 4. Precios del crudo y costos de la refinería de Dos Bocas Precios en dólares/barril BPD Valor en dólares/día Ingreso-costo dólares/día

Crudo

52 340,000 17,680,000 Costo Gasolina 80 170,000 13,600,000 Venta 6,120,000 Dólares/año

Diésel 85 120,000 10,200,000 Venta 2,233,800,000 Remanente sin costo de operación y mantenimiento

23,800,000 Ingreso 16% % de costo de operación y mantenimiento respecto del crudo 1,032,512,000 Costo de operación y mantenimiento respecto del crudo 1,201,288,000 Remanente con costo de operación y mantenimiento

Per. rec. inv. años 10.973 13,181,733,224 Amortización 13,181618,922 Inversión

de una refinería. A la información proporcionada en la figura, podría agregarse que: • La prioridad en la inversión en refinación implica la corrección de los problemas de mantenimiento y operativos de las refinerías existentes. Así, se importaría 42.3% de la gasolina y alrededor de 15% del diésel. • Con una nueva refinería de 340 mil barriles diarios se producirían 170 mil barriles diarios de gasolina y 120 mil barriles diarios de diésel (cifra alcanzable con los procesos considerados). • El porcentaje de importación de gasolina en 2024 sería de 18, lo que le permitiría al país no depender tanto de otros países y le dejaría una producción interna más razonable.

Esto es importante si se considera que en la actualidad existe un inventario de sólo tres días para almacenamiento de gasolina, lo que nos pone en una situación muy vulnerable.

Otra información importante es el costo de la refinería. Las plantas de proceso costarían 5 mil millones de dólares. Si al costo total de las plantas de proceso se le suman los costos adicionales, dentro y fuera de los límites de batería, integración, administración, inflación, etc., la inversión ascendería a 13,200 millones de dólares; es decir, casi dos veces y media de lo que ha estimado originalmente Pemex. Además, el periodo de construcción, desde mi punto de vista, será de 5 años y no de 3 como se ha mencionado.

Se ha satanizado la construcción de una nueva refinería con el argumento de que es mejor vender petróleo que importar gasolina. Con el fin de averiguar la rentabilidad del proyecto, hice un ejercicio con precios reales del crudo, la gasolina, etc., sólo considerando los costos de venta y compra del crudo y la gasolina, pero incluyendo los costos de operación y mantenimiento con respecto al crudo, además de estimar un periodo de inversión de 11 años (tabla 4). Como lo muestra la tabla, la inversión podrá recuperarse, aunque aquí no se incluyeron los ingresos por la comercialización de otros productos: gas natural, gas licuado de petróleo, turbosina, por ejemplo.

De hecho, en el análisis riguroso, el resultado económico fue todavía más atractivo:

Rentabilidad de la nueva refinería • Inversión: 13,181,618,922 dólares • Tiempo de vida del proyecto: 25 años • TIR: 12.03%

• VPN: 21,088,414 dólares • Periodo de recuperación de la inversión: 7 años

En este ejercicio no se analizó la posible problemática de la ubicación de la refinería, ya que el terreno seleccionado presenta riesgos altos en criterios ambientales, tales como uso y disponibilidad del suelo adecuado, condiciones climáticas, cambio climático y biodiversidad terrestre y acuática.

Sólo hace falta responder a la inquietud causada por los siguientes aspectos: • La inminente aparición de vehículos híbridos y eléctricos, que modificará la estructura del futuro procesamiento del petróleo y cuestiona la oportunidad. • El cambio climático provocado principalmente por las emisiones producidas en el quemado de combustibles fósiles. • La creciente preocupación por el efecto en la salud de las personas que causan también esas emisiones.

También se ha cuestionado si la aparición de vehículos híbridos y eléctricos cambiaría la estructura y la viabilidad de la refinería, lo que ha generado la opinión de que no es conveniente. Al respecto, debe considerarse que el uso de vehículos eléctricos e híbridos cobrará importancia a partir de 2030, y no será hasta 2050 y 2060 que desaparezca por completo la demanda de combustibles.

Conviene entonces anticiparse a la futura obsolescencia de la industria de la refinación; por ejemplo, modificando las refinerías existentes y diseñando las nuevas para convertirlas en instalaciones de producción de materia prima para petroquímica, o transformarlas hacia esa industria y producir polietileno, etileno, propileno y aromáticos.

Por tanto, es importante considerar, en el diseño de las instalaciones de refinación, la sinergia con la industria petroquímica y desarrollar una ruta de transición que aproveche las instalaciones existentes para conducirnos hacia un futuro con prácticamente cero emisiones de carbono y con productos destinados a mejorar la calidad de vida.

Juan Escobedo ¿En qué porcentaje podría ayudar la reconfiguración?, ya que esas refinerías originalmente estaban diseñadas para crudos ligeros, y ahora lo que más se refina son crudos pesados.

Rodolfo del Rosal Díaz Hay dos tipos de modificaciones; la primera se relaciona con las refinerías de Tula, Salamanca y Salina Cruz para que operen con crudos más pesados, simplemente para mantener una capacidad de operación al año de 90%, por lo que es indispensable invertir con las mismas características de operación actuales; la segunda se vincula con las refinerías reconfiguradas, pues se pretende llevarlas a su capacidad de producción resolviendo los problemas operativos y de mantenimiento que existen, pero sin necesidad de una modificación importante.

Se calcula un incremento adicional en la posible oferta para 2024 porque sí se está contemplando un cambio, no es la reconfiguración, pero sí el uso de una planta coquizadora en Tula. Esto ayudará a mejorar la producción de gasolina, lo que requerirá inversiones adicionales. Estas deberán ser suficientes para, por lo menos, restaurar las condiciones de operación precedentes y lograr una capacidad de aprovechamiento de 90% de las refinerías.

ÓSCAR VALLE MOLINA Ingeniero civil, maestro en Estructuras y diplomado en Administración de entidades públicas. Especialista en desarrollo y aplicación de tecnología para diseño de sistemas aplicados en la explotación de hidrocarburos localizados costa fuera, para aguas someras y profundas.

Siempre ha existido una información referente a cuál es el porcentaje de los hidrocarburos que se logra extraer de los yacimientos, pero ¿qué porcentaje permanece en estos? Por lógica, se debe a cuestiones tecnológicas. Lo comento porque existe una línea de pensamiento de que ya queda poco crudo o de que ya no es posible seguir extrayendo más crudo. ¿Cuál sería su punto de vista?, porque me llama la atención que se ha hecho muy grande ese porcentaje, es una gran riqueza la que tenemos ahí en el subsuelo.

Fernando Rodríguez de la Garza Según sea la etapa del ciclo de vida del yacimiento será el factor de recuperación esperado. Por ejemplo, por etapa primaria típicamente varía entre 5% o de 20 a 25% el factor de recuperación. Cuando hablamos de factor de recuperación nos referimos al porcentaje del volumen original encontrado o evaluado para un yacimiento; es el volumen que antes de iniciar la explotación de ese yacimiento evaluamos como el contenido en los volúmenes expresados a superficie, por supuesto. A medida que vamos agotando la energía primaria se hace necesario agregar energía. En ese momento podemos, de nuevo, aumentar en cierto porcentaje ese agregado de energía que hacemos mediante inyección de agua, principalmente, o gases no visibles.

En la última etapa de recuperación mejorada advertimos que podemos incrementar, aún de manera importante, el factor de recuperación. ¿Hasta dónde podemos llegar? La respuesta se relaciona con tecnología, y con el tiempo esos avances, gracias a tecnologías de recuperación mejorada, han permitido seguir incrementando el factor de recuperación, pero también hay un límite al respecto. A medida que

pasa el tiempo vamos pasando de una recuperación primaria a una secundaria, mejorada, así que, obviamente, el costo del barril adicional que producimos se incrementa.

Óscar Valle Molina A Rodolfo le pregunto, considerando que se nos está quedando una riqueza ahí en el subsuelo, ¿cuáles son las expectativas en la investigación sobre autonomía en lo que respecta a la generación de nuevos productos, ya no combustibles, sino nuevos productos en la rama de la petroquímica y las siguientes etapas?

Rodolfo del Rosal Díaz Los productos ya existen, simple y sencillamente lo que se requiere no es producir gasolina, sino utilizarla en los precursores del etileno, propileno, etcétera. El coque, según se desprende de presentaciones similares, es un producto que se regresa a la tierra, y no se están ahorrando emisiones en su producción. El coque puede utilizarse en un proceso que existe desde hace muchos años: la síntesis de Fisher-Tropsch, asociada con la gasificación del coque, con lo cual también se generan productos precursores de aromáticos y de olefinas. Es decir, la tecnología existe, simplemente hay que canalizarla.

DANIEL SIERRA Hace poco el gobierno mexicano compró una refinería en Texas. Es decir, aún está en el plan del gobierno aprovechar la compra de algo que ya va de salida, particularmente en Texas.

Rodolfo del Rosal Díaz La compra aún no se ha completado; está sujeta a que la aprueben las autoridades de Texas. Por otro lado, aunque Deer Park es una refinería aparentemente no tan vieja, de 1929, en 1993 tuvo una reconfiguración completa, que fue cuando Pemex adquirió 50% de las acciones. Entonces, no está tan fuera de lugar. El 2030 es el último año durante el que se espera se produzcan vehículos que utilicen combustible fósil. Después de ese año habrá un periodo en que se seguirán usando. Por esa razón, opino que la declinación empieza en 2030 y terminará entre 2050 y 2060. No hemos resuelto los obstáculos tecnológicos de los vehículos eléctricos, por ejemplo: la autonomía va de 250 a 300 km. Después de este kilometraje tengo que cargar la batería, acción que requiere 3 horas. Yo soy de Chihuahua, imaginen que en un recorrido de 1,500 kilómetros me tengo que detener cada 300 kilómetros 3 horas a cargarla… Todavía no resolvemos ese problema. Varios equipos trabajan en el tema. En Europa ya puede uno cargar cuando se circula por las autopistas. Algunas carreteras ya tienen, casi tipo wifi, estaciones para cargar batería, pero eso todavía no está resuelto. Así que, nos guste o no, debemos seguir empleando combustibles fósiles. Soy partidario de las cero emisiones, pero no puede lograrse de golpe, tendríamos que volver a montar a caballo para transportarnos, y tampoco es para tanto.