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El SNR y disposición de los excedentes de combustóleo
Reflexiones sobre la política energética y el desempeño del sector
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Francisco Barnes de Castro Doctor en Ingeniería Química por la Universidad de Berkeley. Se ha desempeñado en Sener como Subsecretario de Hidrocarburos y de Subsecretario de Política Energética y Desarrollo Tecnológico.
III .- Repercusiones de la estrategia seguida La estrategia ha permitido a Petróleos Mexicanos abrir nuevos mercados de exportación para poder disponer de los volúmenes crecientes de un combustóleo que, por su alto contenido de azufre y también, aunque en menor medida, por su alto contenido de asfaltenos y metales pesados, encontraba cada día menos mercados y, sobre todo, superar la grave amenaza que representaba la pérdida definitiva, a partir del 1° de enero de 2020, de los mercados de combustible marino, al entrar en vigor el Convenio MARPOL, que prohíbe el uso en alta mar de combustibles con alto contenido de azufre, por los graves daños que sus emisiones causan al medio ambiente. Esto no ha estado libre de costos para Pemex. Entre los principales impactos negativos que podemos identificar para PMI, la filial de Pemex responsable del comercio internacional, son los siguientes: · PMI ha tenido que disponer de volúmenes crecientes de crudo Istmo para utilizarlo como diluyente del combustóleo que está siendo exportado para ser utilizado como carga para refinerías ubicadas en la Costa del Golfo y en el Sureste de Asia; · Esto ha implicado desplazar volúmenes crecientes de crudo Maya de los mercados de exportación que han tenido que ser canalizados a las refinerías de SNR; · El precio de exportación del crudo Istmo, de acuerdo con la información disponible en el Sistema de Información de Energía, ha sido prácticamente igual y, en ocasiones menor, al precio de exportación del crudo Maya; · Los diferenciales negativos de precio entre el crudo Maya y el combustóleo se han incrementado. Sin embargo, los mayores impactos de la estrategia seguida son los que han repercutido sobre el Sistema Nacional de Refinación (SNR), a cargo de la subsidiaria Pemex Transformación Industrial. Las consecuencias de incrementar la proporción de crudo pesado han sido considerables para todas las refinerías, pero, muy particularmente, para las tres refinerías que no cuentan con coquizadora y que no están diseñadas para operar con crudo pesado, Tula, Salamanca y Salina Cruz.
El incremento en el porcentaje de crudo pesado en las cargas de las refinerías tiene como consecuencia directa: · Incrementar los problemas de operación; · Elevar significativamente sus costos de mantenimiento; · Una significativa reducción en la producción de gasolinas por barril de crudo procesado, y · Un incremento similar en la producción de combustóleo, agravando así el problema. Todo lo anterior repercute en que se castigan aún más los márgenes de operación de las refinerías afectadas, muy reducidos ya de por sí, incrementándose de manera significativa las pérdidas de la subsidiaria de Pemex Transformación Industrial. En resumen, la estrategia seguida por PMI está dirigida a defender nuestros mercados de exportación y maximizar los ingresos a la nación derivados de las exportaciones petroleras, pero no considera los impactos que dicha estrategia tiene so-
bre las operaciones del SNR. Mientras que la estrategia seguida permite a las refinerías del Golfo de México y del Sureste Asiático disponer de las mejores opciones para optimizar sus operaciones con los suministros que PMI les ofrece, condenamos a las refinerías del SNR a operar en cada vez peores condiciones, con los crudos que no pudieron ser colocados por PMI en el mercado internacional, independientemente de si son o no los más adecuados para su operación.
IV.- Una mejor estrategia.
Tanto para Pemex, como para el país consistiría en dar prioridad a suministrar la mezcla más adecuada de crudos para cada una de las refinerías que integran el SNR, de manera de maximizar la producción de destilados de alto valor, minimizar la producción de combustóleo y maximizar los márgenes de operación de cada refinería. Esto se podría lograr, como lo discutimos en un artículo previo[1], reduciendo la proporción de crudo pesado suministrado a cada una de las refinerías, en lugar de aumentarla, como lo hemos venido haciendo a lo largo de estos últimos años. A continuación, analizaremos dos posibles escenarios: · Escenario A. Este primer escenario consistiría en restablecer las dietas de crudo con que operaban nuestras refinerías durante el periodo 2010-2015, antes de que el gobierno anterior decidiera reducir su nivel de operación para minimizar las pérdidas del SNR. · Escenario B. De preferencia, en tanto no se termine el proyecto de la coquizadora de Tula y el eventual proyecto de la coquizadora de Salamanca, además de restablecer la dieta anterior de las refinerías de Cadereyta, Madero y Minatitlán, sería conveniente operar las refinerías de Tula, Salamanca y Salina Cruz utilizando exclusivamente cargas de crudo ligero, con características similares para las que fueron diseñadas. Para el nivel de operación que tuvieron nuestras refinerías en el primer trimestre de este año, el Escenario A implica contar con una disponibilidad adicional de crudo ligero para el SNR de 100 MBD, mientras que para el Escenario B se requerirían tan solo 200 MBD adicionales de crudo ligero. Una parte importante podría ser satisfecha con el crudo Istmo que se liberaría al reducir los volúmenes de combustóleo que se generan actualmente en estas tres refinerías y el resto podría ser fácilmente importado del Sur de Texas (Tula y Salamanca) o del Ecuador (Salina Cruz), con la ventaja adicional de que estos crudos no son amargos, por lo que el combustóleo que aún se produciría tendría un menor contenido de azufre y, por lo tanto, tendría mayor posibilidad de exportarlo, en mejores condiciones de precio, a otros mercados.
Apéndice I.- Refinerías con coquizadora I.1 – Cadereyta Nivel de operación
Cadereyta es la refinería que ha sufrido menos alteraciones a lo largo de estos diez años. Su nivel de operación ha declinado de un máximo de 72% de su capacidad nominal, registrados en el tercer y cuarto trimestres de 2011, al nivel actual de 42% en el primer trimestre de 2021. La proporción relativa de crudos ligeros y pesados se ha mantenido relativamente constante.
