Acceso Energía 302

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El SNR y disposición de los excedentes de combustóleo / Aportaciones para un nuevo Plan Estratégico de Gas Natural

Francisco Barnés de Castro

El SNR y disposición de los excedentes de

Reflexiones sobre la política energética y el desempeño del sector

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.

I.- Desempeño del Sistema Nacional de Refinación

I.1 Conformación del SNR

El Sistema Nacional de Refinación (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.

dereyta y Madero de un nuevo conjun to de plantas, que incluye una planta coquizadora, y la entrada en operación del nuevo tren de refinación de Mina titlán, también con planta coquizadora, les permite a estas tres refinerías ope rar con un porcentaje mayor de crudo pesado y recuperar mayores porcenta jes de gasolina, turbosina y diésel.

La mayoría de las plantas que integran estas seis refinerías fueron diseñadas hace más de cincuenta años, con cri terios de diseño fuertemente condicio nados por los bajos precios de energía y muy altos costos de capital que pre valecían en aquellos años, que lleva ron a sacrificar eficiencia para reducir costos de inversión. Ya desde entonces nuestras refinerías tenían un nivel de eficiencia operativa y un nivel de inte gración menor que las refinerías de la costa del Golfo de los Estados Unidos con las que compiten.

Todas nuestras refinerías, excep to el segundo tren de Minatitlán, fueron diseñadas para operar con crudos lige ros. La adición a las refinerías de Ca

Aun así, “esta situación, en la cual parte de las refinerías nacionales no poseen procesos que permiten el proce samiento 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 li mitados rendimientos de productos de alto valor de mercado en relación con los valores de referencia para la indus tria.”[1]

I.2 Nivel de operación

Durante la pasada administración, se tomó la decisión de reducir el nivel de operación del SNR y minimizar así sus pérdidas. Adicionalmente, por las fuer tes restricciones presupuestales, se le dejó de dar el debido mantenimiento a las refinerías, razón por la cual la pre sente administración las recibió con un alto grado de deterioro.

Al inicio de la presente adminis tración, se comprometió la rehabilita

Francisco Barnes de Castro

de combustóleo

ción de las seis refinerías del SNR para llevarlas a finales de 2021 a un nivel de operación del 85% de su capacidad ins talada, es decir, alrededor de un mi llón 400 mil barriles diarios [2].

El año pasado, en su tercer in forme de gobierno, el presidente recti ficó la meta, anunciando que las seis refinerías del país procesarían un mi llón 200 mil barriles diarios a finales de 2023, cifra que corresponde al 73% de la capacidad nominal instalada y que está por debajo de los valores his tóricos de 1,300 MMBD [3]

Si bien faltan todavía más de 18 meses, estamos lejos de alcanzar esta meta. En el primer trimestre de este año se procesaron 820 MBD, llegando así el SNR a operar al 50% de su capa cidad nominal.

tabla comparativa de la evolución regis trada en la proporción de crudo pesado alimentada a cada refinería, tomando algunos años representativos como refe rencia.

a) Refinerías con coquizadora

I.3 Dieta de Crudo

La dieta de crudo alimentada a las di ferentes refinerías no se ha manteni do constante, sino que se ha ido in crementando la proporción de crudo pesado que está siendo alimentada a cada refinería, lo que necesariamen te incide en un deterioro de los rendi mientos de gasolinas y un incremento en los rendimientos de combustóleo y, en las refinerías con coquizadora, en la cantidad de coque generado, y eleva los costos de mantenimiento.

A continuación, se presenta una

b) Refinerías sin coquizadora

1.4 Rendimientos

El incremento en la proporción de crudo pesado alimentado a las refinerías nece sariamente impacta en los rendimien tos esperados, tanto de gasolina como de combustóleo, particularmente en las re finerías que no cuentan con coquizadora.

El SNR no solo está lejos de alcanzar los niveles históricos de utilización de su capacidad nominal, sino que también de alcanzar sus niveles históricos de rendi miento.

Y cabe aclarar que, al igual que en el caso de utilización de capacidad, los rendimientos históricos de los productos de mayor valor: gasolina, turbosina y

diésel, ya se encontraban por debajo de sus valores de diseño.

En el caso de gasolina, el valor ac tual de 33.8 B/100 B de crudo se encuen tra por debajo de los niveles históricos de35-36 B/100 B de crudo procesado.

El caso del diésel es más dramático; el nivel actual de 18.2 B/100 B de crudo está lejos de los niveles históricos de 25 B/B de crudo procesado.

En cambio, en el caso de combustó leo, producto con cada menor mercado, tanto a nivel nacional como internacio nal, el rendimiento actual de 31.4 B/100 B de crudo se encuentra muy por arriba de los 20-22 B/B de crudo procesado que llegó a alcanzar el SNR hace unos pocos años.

do, gasolina, turbosina y diésel, y · Precios de exportación para crudo y combustóleo.

El margen bruto así definido re presenta el costo de oportunidad de pro cesar un barril de petróleo crudo en el SNR, en lugar de exportarlo, dejando al mismo tiempo de importar los corres pondientes productos de refinación.

Salvo raras excepciones, a lo largo del periodo analizado, el margen bruto del SNR, no solo no permite cubrir los costos de operación, sino que, incluso, ha sido negativo.

Este ha sido el caso de los ocho últimos trimestres analizados.

I.5 Margen bruto

El margen bruto se define como el va lor de los productos de refinación me nos el costo del crudo procesado. Debe ser suficiente para cubrir los costos de los demás insumos (combustibles, cata lizadores y aditivos), así como los sueldos y salarios del personal, los costos de mantenimiento y la amortización de las inversiones.

Para este análisis, el margen bru to, se determinó con base a los precios del comercio internacional de Pemex determinados con la información reportada en el Sistema de Información Energética:

· Precios de importación para gas licua

II.- Estrategia seguida para la disposición del combustóleo

II.1 Producción de combustóleo Mientras que en 2011 el SNR procesaba 1150 MBD de crudo y producía 310 MBD de combustóleo (26.7 B/100 B de crudo), en el primer trimestre de 2022 proce só825 MBD de crudo y se produjeron 260 MBPD de combustóleo (31.4B/100 B de crudo).

Las razones son varias:

· Una mayor proporción de crudo pesa do en la dieta de todas las refinerías; esto afecta particularmente a las refi nerías de Salina Cruz, Tula y Salaman ca, que son las que producen un mayor volumen de combustóleo, al no contar con planta coquizadora.

· Problemas de operación y/o uso de ca

talizadores inadecuados en las plan tas de desintegración catalítica de las seis refinerías.

· Problemas de operación en las coqui zadoras de Madero y Minatitlán.

de bajo contenido de azufre para la operación de las centrales de la CFE en la península de Baja California, y reducir así las emisiones de contaminantes a la atmósfera, y que ahora son operadas con combustóleo nacional, lo que representa un volumen de alrededor de 10 MBD.

II.2 Demanda de combustóleo

El combustóleo ha sido desplazado en los últimos años por otros combustibles, parti cularmente por el gas natural, no solo por generar menos contaminantes que dañan a la atmósfera y a la salud, así como me nos gases de efecto invernadero, sino tam bién por tener un precio más accesible. A nivel nacional el principal usuario es la CFE para utilizarlo en sus centrales térmicas.

II.3 Precio del combustóleo Dado que el precio por unidad térmica del combustóleo es tres veces más alto que el del gas natural[4], la CFE no podría utilizarlo en sus centrales térmicas sin violentar las reglas vigentes de despacho económico. Es por ello que, a partir del tercer trimestre de 2020, Pe mex se ha visto obligado a promover acuerdos para seguir abasteciendo combustóleo a las centrales eléctricas de la CFE, incrementando de manera muy significativa los descuentos que les son otorgados en los precios[5].

Mientras que la producción se ha incre mentado a casi 260 MBD, la demanda na cional se ha caído a menos de 60 MBPD, y no ha caído más gracias a que se sigue for zando el uso de combustóleo en las centrales de Tula, Manzanillo y Petacalco.

Por otra parte, a partir de noviembre de 2020 se dejó de importar combustóleo

El precio nacional es el promedio ponderado de todas las ventas nacionales, por lo que no refleja fielmente el descuento otorgado a la CFE.

II.4 Exportación de excedentes

Aun así, esto ha resultado insuficiente para absorber la creciente producción del combus tóleo con alto contenido de azufre que produ cen las refinerías mexicanas, lo que ha obli gado a Pemex a buscar nuevos mercados para encontrarle salida, ya que nuestros mercados tradicionales se colapsaron a partir de la en trada en vigor el primero de enero de 2020 del Convenio Internacional para Prevenir la Con taminación por los Buques[6] (Convenio MAR POL), celebrado bajo los auspicios de la Or

ganización Marítima Internacional, el organismo de las Naciones Unidas res ponsable de elaborar y adoptar normas para prevenir la contaminación provo cada por los buques, así como para velar por la protección, seguridad y eficiencia del transporte marítimo.

Es por ello que Pemex ha recurrido a exportarlo a la Costa del Gofo de los EEUU, mezclado con crudo ligero, para ser usado como carga en refinerías con plantas coquizadoras en sustitución de crudo pesado amargo, oportunidad que se ha abierto temporalmente gracias a la contracción temporal del diferencial de precios entre el crudo ligero y el cru do pesado.

evidente que el crudo pesado que está siendo desplazado es nuestro crudo Maya.

La primera premisa resulta tam bién evidente cuando se compara el comportamiento de las exportaciones de combustóleo con las de crudo Istmo, como se puede ver en la siguiente grá fica. En promedio, se está exportando un barril de crudo Istmo por cada ba rril de combustóleo.

Esto ha tenido dos implicaciones para Pemex:

· Obligar a la exportación de crudo Ist mo, para usarlo como diluyente del combustóleo.

· Desplazar las exportaciones de crudo Maya, lo que seguramente ha sido la causa de tener que incrementar la pro porción de crudo pesado utilizado en el SNR.

La segunda premisa es evidente, ya que el combustóleo que está sien do exportado a las refinerías del Golfo de los EEUU necesariamente desplaza al crudo pesado que se usa como car ga en dichas refinerías. Los resultados mostrados en la gráfica anterior hacen

La explicación es muy sencilla; el com bustóleo requiere ser transportado desde en carros tanque, a temperaturas supe riores a 50°C, para mantenerlo fluido y poder manejarlo, lo que hace su trans porte mucho más costoso, mientras que las mezclas de combustóleo y crudo Istmo pueden ser transportadas a tem peratura ambiente. Por otra parte, las mezclas de combustóleo y crudo Istmo emulan en cierta medida el crudo pesa do que va a ser desplazado en las refine rías a las que son enviadas.

El otro diluyente que aparente mente se está utilizando de manera complementaria son las gasolinas natu rales. Antes de la entrada en vigor del Convenio MARPOL se exportaban 30-35 MBD mientras que a partir de la entrada en vigor del convenio se exportan única mente 5-10 MBD. Esta reducción no pare ce ser una mera coincidencia.

El costo de la mezcla de exporta

ción debe ser menor al del crudo pesa do desplazado. Esto implica que el pre cio del crudo Istmo en el mercado no puede tener un costo muy superior al del crudo Maya que está siendo despla zado, o bien, que debemos castigar su precio.

En la gráfica siguiente se com paran los precios de exportación de los tres productos. A lo largo de 2020 y 2021,el precio reportado del crudo Ist mo de exportación fue prácticamente el mismo que el del crudo Maya y, en algunos meses, inclusive menor.

Únicamente en el primer trimes tre de este año se empiezan a observar márgenes positivos un poco más favo rables entre los precios de exportación del Istmo y el Maya.

Por otra parte, el diferencial en tre el precio del crudo Maya y el com bustóleo que típicamente se había mantenido en rangos de 5-8 USD/B se ha ampliado a más de 20 USD/B.

Notas:

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

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

[3]https://presidente.gob.mx/tercer-informe-de-gobierno/ [4] SENER, Prontuario Estadístico; mazo 2022

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

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

III.- Repercusiones de la estrategia se guida

La estrategia seguida ha permitido a Petróleos Mexicanos abrir nuevos mer cados de exportación para poder dispo ner 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 asfal tenos y metales pesados, encontraba cada día menos mercados y, sobre todo, superar la grave amenaza que represen taba 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 da ños que sus emisiones causan al medio ambiente.

mercados de exportación que han teni do que ser canalizados a las refinerías de SNR;

· El precio de exportación del crudo Ist mo, de acuerdo con la información dis ponible en el Sistema de Información de Energía, ha sido prácticamente igual y, en ocasiones menor, al precio de expor tación 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 sub sidiaria Pemex Transformación Indus trial.

Las consecuencias de incremen tar la proporción de crudo pesado han sido considerables para todas las re finerías, pero, muy particularmente, para las tres refinerías que no cuentan con coquizadora y que no están diseña das para operar con crudo pesado, Tula, Salamanca y Salina Cruz.

El incremento en el porcentaje de crudo pesado en las cargas de las refi nerías tiene como consecuencia direc ta:

· Incrementar los problemas de opera ción;

· Elevar significativamente sus costos de mantenimiento;

Esto no ha estado libre de costos para Pemex. Entre los principales impac tos negativos que podemos identificar para PMI, la filial de Pemex responsable del comercio internacional, son los si guientes:

· PMI ha tenido que disponer de volú menes crecientes de crudo Istmo para utilizarlo como diluyente del combustó leo 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 volúme nes crecientes de crudo Maya de los

· Una significativa reducción en la pro ducción de gasolinas por barril de crudo procesado, y

· Un incremento similar en la produc ción 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, incremen tándose de manera significativa las pérdidas de la subsidiaria de Pemex Transformación Industrial.

En resumen, la estrategia seguida por PMI está dirigida a defender nues

Las consecuencias de incrementar la proporción de crudo pesado han sido considerables para todas las refinerías”

“

tros mercados de exportación y maxi mizar los ingresos a la nación deriva dos de las exportaciones petroleras, pero no considera los impactos que dicha estrategia tiene sobre las opera ciones del SNR. Mientras que la estra tegia seguida permite a las refinerías del Golfo de México y del Sureste Asiá tico 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 condicio nes, 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.

Una mejor estrategia tanto para Pe mex, 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 produc ción de destilados de alto valor, mini mizar 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 pe sado 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 re finerías durante el periodo 2010-2015, antes de que el gobierno anterior de cidiera reducir su nivel de operación para minimizar las pérdidas del SNR.

· Escenario B. De preferencia, en tan to no se termine el proyecto de la co quizadora de Tula y el eventual pro yecto 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 simi lares para las que fueron diseñadas. Para el nivel de operación que tu vieron nuestras refinerías en el primer trimestre de este año, el Escenario A im plica contar con una disponibilidad adi cional 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 po dría ser satisfecha con el crudo Istmo que se liberaría al reducir los volúmenes de combustóleo que se generan actualmen te en estas tres refinerías y el resto po dría 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 declina do de un máximo de 72% de su capacidad nominal, registrados en el tercer y cuar

to 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 rela tivamente constante.

Rendimientos

En el caso de la gasolina, el rendimiento se ha mantenido constante, aunque está por debajo de los mejores rendimientos registrados en el periodo analizado.

No es el caso de los rendimientos de diesel y combustóleo.

En el caso de diesel, el rendimien to ha caído de los valores de 35-40 B/B de crudo procesado a valores inferiores a 25 B/B de crudo registrado en el último trimestre de 2021, si bien el primer tri mestre de 2022 se ha recuperado a 30.9 B/B de crudo.

El caso contrario ha ocurrido con el combustóleo, pasando de niveles de 5-10 B/B de crudo a 15-25 B/B de crudo.

I.2 – Madero

Nivel de operación

Madero empezó a experimentar proble mas a partir de 2017, por lo que hubo ne cesidad de parar para reparaciones ma yores. No ha recuperado sus niveles de operación anteriores al paro. Actualmen te está operando al 50% de su capacidad nominal de diseño. A partir del reinicio de operaciones, la planta está operando exclusivamente con crudo pesado. Está experimentando problemas tanto en las plantas catalíticas, como en la coquiza dora.

La explicación más plausible es que es tán operando de manera deficiente las plantas de desintegración catalítica, o que el catalizador utilizado no es el ade cuado.

Margen bruto

Los márgenes brutos de Cadereyta fue ron positivos durante 2019 y la prime ra mitad de 2020. A partir del segundo semestre del 2020 se han reducido los márgenes y han sido negativos la ma yoría de los meses. Esto es, los ingresos por la venta de los combustibles produ cidos no son suficientes para pagar el crudo procesado.

Rendimientos

Los rendimientos de Madero se mantuvie ron relativamente constantes hasta que hubo necesidad de parar la refinería en el segundo trimestre de 2017 .A partir de su arranque, en el segundo trimestre de 2017, los rendimientos han sido muy inferiores. En el primer trimestre de 2022, el rendi miento de gasolina fue de 28.5 B/B de crudo, muy inferior a los valores de 35-40 B/B de crudo anteriores al paro de la planta.

Margen bruto

Los márgenes brutos de Madero son muy malos. En los dos últimos años han sido sistemáticamente negativos. Esto es, los ingresos por la venta de los combustibles producidos no son suficientes para pagar el crudo procesado.

han impedido incluso alcanzar los nive les de producción logrados cuando ope raba únicamente el viejo tren.

Su nivel de operación actual es de tan solo 43%, si bien es casi el doble del que tuvo los dos años anteriores. La refinería está operando prácticamente con crudo pesado. El primer trimestre de 2022 ope ró con 93% de crudo pesado. Rendimientos

Los rendimientos de Minatitlán mejo raron considerablemente a partir del arranque del segundo tren. A partir de 2018 la planta empezó a experimentar problemas mayores y hubo que volver a pararla para darle mantenimiento.

Una vez que entró nuevamente en operación en 2019, se alcanzaron ren dimientos similares a los anteriores al paro, pero operando a un nivel muy in ferior (30% de su capacidad nominal). En 2021 experimentó problemas serios que redundaron tanto en nivel de operación, como en factores de conversión.

Este último semestre ha mejorado tanto el nivel de operación, como los fac tores de conversión, pero tanto uno como los otros apenas son similares a los al canzados antes de que entrara en opera ción el nuevo tren de refinación.

I.3 – Minatitlán Nivel de operación

A partir del arranque del nuevo tren de refinación a finales de 2011, la refinería de Minatitlán ha venido expe rimentando serios problemas que le

Margen bruto

Los márgenes brutos de Minatitlán también son malos. En los dos últimos años, salvo raras excepciones, han sido sistemática mente negativos. Esto es, los ingresos por la venta de los combustibles producidos no son suficientes para pagar el crudo procesado.

Apéndice II- Refinerías sin coquizadora

II.1 Salamanca

Nivel de operación

Salamanca es la más vieja de estas tres re finerías. Actualmente se encuentra en pro ceso de recuperación de los niveles tradi cionales de desempeño. El primer trimestre de 2022 operó al 55% de su capacidad nomi nal, todavía muy por debajo de los niveles anteriores de 70-80%. Inexplicablemente está recibiendo una carga más rica en cru do pesado (25%) de lo que se acostumbraba utilizar como carga (18%).

lidad de crudo, al menos sería conveniente regresar a los niveles anteriores de 18%.

Rendimientos

Los rendimientos de la Refinería de Sala manca se han mantenido relativamente constantes a lo largo del periodo analizado, sobre todo si se le compara con el resto de las refinerías del sistema. Los rendimien tos podrían mejorar considerablemente si se utilizara exclusivamente crudo ligero como carga, emulando así las condiciones para las cuales fue diseñada. Si esto no fue se posible por limitaciones en la disponibi

Margen bruto

Los márgenes brutos de Salamanca tam bién son un poco mejores que los registra dos en la mayoría de las otras refinerías. Aun así, los márgenes obtenidos son insu ficientes para cubrir los demás costos de operación.

II.2 Tula

Nivel de operación

Tula es otra de las refinerías que ha experi mentado problemas de operación, particu larmente en sus plantas de desintegración catalítica.

La refinería parece haber superado muchos de los problemas que enfrentó es tos dos últimos años, pero el nivel de ope ración alcanzado el primer trimestre de 2022 (56%) se encuentra muy lejos aún de los niveles típicos de operación anteriores (85-95%).

Si bien años atrás (2012-2013) se optó por rebajar el porcentaje de crudo pesado alimentado a la refinería, se optó después

por volver a subirlo a los niveles anterio res (23-25%).

Esta es seguramente la única refinería del sistema que genera recursos suficientes para cubrir sus costos de operación.

Rendimientos

Si bien los rendimientos de la Refinería de Tula se han mantenido relativamente constantes a lo largo del periodo de tiem po analizado, vale la pena destacar lo si guiente.

Durante el periodo de tiempo en que se mejoró la dieta de crudo (20122013), mejoraron los rendimientos de ga solina y diésel, y se redujeron los de com bustóleo.

En las condiciones actuales de operación se han logrado recuperar los rendimientos de gasolina, pero se han deteriorado sensiblemente los de diesel, mientras que se han vuelto a incremen tar los de combustóleo.

Esto quiere decir que se están te niendo problemas con las plantas de des integración catalítica o se está utilizando un catalizados inadecuado.

II.3 – Salina Cruz Nivel de operación

Salina Cruz, con excepción del accidente que tuvo en 2017 como consecuencia de una inundación sufrida por la planta, es una de las refinerías que ha mantenido un nivel de operación razonablemente constante. El motivo principal es que se trata de la única que puede abastecer de productos petrolí feros a la costa del Pacífico.

La refinería está actualmente operan do al 54% de su capacidad nominal, lejos de los niveles tradicionales de 85-90%. En los últimos tres años se optó por incrementar el porcentaje de crudo pesado alimentado a la refinería, pasando de 32% a 40%. Esto ha tenido como consecuencia, como veremos a continuación, reducir los rendimientos de diésel e incrementar los de combustóleo.

Margen bruto

Los márgenes brutos de Tula son los me jores registrados en el SNR, particular mente en estos tres últimos años.

Rendimientos

Los rendimientos de gasolina de la refinería de Salina Cruz se han mantenido relativa

mente constantes a lo largo del periodo de tiempo analizado.

Sin embargo, como consecuencia del incremento en la proporción de crudo pe sado alimentado a la gasolina, se ha dete riorado significativamente el rendimiento de turbosina y de diesel y se ha incremen tado significativamente el de combustóleo.

Esta es otra de las refinerías del SNR a la que habría que reducir significativamen te los porcentajes de crudo pesado que están siendo utilizados como carga al sistema.

Margen bruto

Los márgenes brutos de Salina Cruz son los quizás los peores registrados en el SNR. Ex cepto por un breve periodo de tiempo, han sido negativos a lo largo de estos tres últi mos años.

Esta es otra de las refinerías del sis tema en la que los ingresos por venta de productos resultan insuficientes incluso para cubrir el costo del crudo procesado.

Notas:

[1] F. Barnés de Castro; Sistema Nacional de Refinación (Parte tercera); Energía a Debate Marzo 22,2022

Aportaciones para un nuevo Plan Estratégico de Gas Natural

Con la colaboración del Observatorio Ciudadano de la Energía

Evolución de la oferta de gas seco Como vimos en la primera parte de este trabajo, la producción de gas natural de Pemex se ubica en niveles muy inferiores a los regis trados en 2009-2011 y una gran parte del gas asociado viene con un alto con tenido de nitrógeno, lo que dificulta su procesamiento en los Centros de Procesa miento de Gas (CPG), por lo que ha sido necesario reinyectar volúmenes crecien tes de gas a los yacimientos, o bien, que marlos en la atmósfera.

gases ácidos, líquidos y autoconsumos.

Desde el punto de vista de los CPG de Pe mex, se registran niveles de proceso bajo a muy bajo en la mayoría de ellos, así como la utilización de procesos como el fraccionamiento y el de azufre en niveles históricamente bajos. Lo anterior porque la producción de crudo se ha estabilizado y ha dejado de caer, pero la producción de gas seco de campos que es susceptible de ser enviada a proceso ha seguido dismi nuyendo. Los primeros meses de este año se observa un pequeño repunte.

La producción de gas seco es la re sultante de la oferta de gas húmedo a los centros de procesamiento de gas anterior mente mostrada, menos la extracción de

A esta producción hay que sumarle el gas seco que se inyecta a la red de gasoductos directamente de los campos productores, así como el etano separado en los CPG que se re inyecta al gasoducto.

El etano enviado a ductos prácticamente se ha reducido a cero como consecuencia del déficit de etano de producción nacional que se requiere para la operación de los Comple jos Petroquímicos de Pemex y del sector pri vado.

Para determinar la disponibilidad de gas natural para atender la demanda nacio nal, a la producción de gas seco hay que res tarle el gas que se regresa a las plataformas marinas, para ser utilizado por PEP como

bombeo neumático para la extracción de cru do.

El volumen de gas seco que se inyec ta a la red nacional de gasoductos se ha ido reduciendo año con año y, al día de hoy, apenas es suficiente para atender la demanda del Sistema Nacional de Refinación y de los Complejos Petroquímicos de Petró leos Mexicanos. El balance neto de gas de Pemex es apenas positivo.

áreas de PEP consideren factible importar GNL directamente para sus plataformas de regiones marinas, al costo económico y de seguridad nacional que esto representa, en lugar de que se dé impulso a la industria del gas natural en México. Evolución de la demanda

Por muchos años el gas natural y el combus tóleo fueron intercambiables, en la medida en que las centrales eléctricas y las calde ras industriales contaran con quemadores duales. Por lo mismo, los precios de ambos combustibles, en términos de poder calorífico, eran muy similares. En la planeación del sector se daba preferencia al uso del combustóleo para minimizar sus costos de transporte. El mercado nacional de gas na cional era prácticamente autoabastecido.

Esta historia se puede entender mejor con el denominado punto de arbitraje, que fí sicamente lo que significa es el punto en donde confluye el gas nacional con el gas importado; dicho punto físico ha ido des plazándose hacia el sur con el tiempo: En los 90’s se ubicaba en Reynosa, en la si guiente década pasó de Altamira a Los Ramones y una década más tarde pasó a Cempoala y se quedó ahí hasta finales de la década pasada, pero la falta de producción de gas y un consumo propio de Pemex cada vez mayor han llevado este punto física mente a la zona de Minatitlán.

Es decir, el gas seco que se produce nacionalmente ya no alcanza para cubrir las necesidades del país más allá de la zona de Minatitlán y La Cangrejera. A este ritmo, en un par de años va a ser necesario im portar gas natural licuado (GNL) en la zona de Mina o directamente para plataformas, haciendo al país completamente depen diente del gas importado.

Con la tendencia actual, en 2023 Pe mex requeriría gas importado para la ope ración de sus refinerías e incluso para la extracción de crudo.

Esto lleva al extremo de que algunas

Con el desarrollo de las centrales de ciclo combinado para la generación eléctri ca, ambos mercados de combustible, el del combustóleo y el del gas natural, empeza ron a diferenciarse, ya que dichas centrales no pueden operar con combustóleo. Por otra parte, la irrupción a finales del siglo pasado de la tecnología de “fracking” implicó una abundancia creciente de gas natural en los EEUU, una reducción de su precio y un des acoplamiento de los precios de combustóleo y de gas natural, que hoy por hoy presentan diferenciales de 3 a 5 veces a favor del gas natural.

En la década de los 70’s y 80’s, la disponibilidad de gas natural era alta por el bajo desarrollo del mercado en México y por la relativamente alta disponibilidad, por la producción de gas en la Región Sur del país y la incipiente zona marina. Tal era la disponibilidad que se inició la expor tación de gas a Estados Unidos vía el gasoducto

troncal de 48 – 42” que unía los GPG de Cactus – Nuevo Pemex con la frontera, en Reynosa. En la década de los 90’s, el mercado de gas natural en México creció rápidamen te y dejamos de exportar a Estados Unidos e iniciaron las importaciones, aunque en realidad eran pequeñas, únicamente por balance.

Hacia el inicio de la década de 2010 las importaciones ya eran muy relevan tes y se trabajó principalmente en incre mentar los puntos de importación y la ca pacidad de los ductos de interconexión y de las centrales de compresión cercanas a la frontera de la Red Nacional de Ga soductos a cargo de Petróleos Mexicanos, así como la instalación de ductos adicio nales de terceros con base en licitaciones públicas internacionales de reserva de capacidad convocadas por la CFE. Es tam bién en esta década, en el 2014, como par te de la reforma energética, que se crea el CENAGAS, nueva entidad que asume la responsabilidad de administrar y operar la Red Nacional de Gasoductos que había sido desarrollada por Pemex.

La demanda de combustóleo ha sido gradualmente desplazada a lo largo de los años en todos los sectores por el gas natural, tanto por su ventaja de precio como por su menor impacto sobre la salud y sobre el medio ambiente, por lo que solo queda una demanda residual para abas tecer las instalaciones industriales aleja das de los gasoductos y para la operación de las centrales eléctricas térmicas que no han sido reconvertidas a gas natural. En los próximos años la demanda seguirá

creciendo, fundamentalmente en los sectores eléctrico e industrial.

Por otra parte, debido a la irrupción de la tecnología de ciclo combinado y las grandes ventajas que ésta ofrece, la interdependencia del mercado eléctrico y el del gas natural es cada vez mayor.

Como resultado de este crecimiento acelera do de la demanda de gas natural, en parte para atender la creciente demanda de ener gía del país y en parte para sustituir a otros combustibles fósiles, tanto en la industria y en la generación de energía eléctrica como en las propias operaciones de transformación industrial de Petróleos Mexicanos, el gas na tural ocupa ya un lugar preponderante en el balance energético nacional.

De acuerdo con la información disponible en el último Balance Nacional de Ener gía publicado por la Secretaría de Energía, del 90% de la demanda nacional cubierta con

energías fósiles, 44% corresponde al gas natural, 40% a los combustibles derivados del petróleo y 7% al carbón. El 10% restante es cubierto en un 7% por energías conside radas limpias y el 3% corresponde al con sumo de leña.

sus procesos de transformación indus trial, actualmente importamos casi la totalidad del gas natural que requiere el país.

En enero de 2022, último mes para el que se cuenta con información, las im portaciones de gas registraron los 5,926 MMpcd, habiendo alcanzado un pico de 7,130 MMPCD en el mes de julio. De estos, la gran mayoría corresponde a la impor tación a través de ductos de gas prove niente de los EEUU, ya que a partir de la entrada en operación del ducto marino, únicamente se importa un promedio de 20 MMpcd en forma de gas natural licua do GNL, para reemplazar periódicamente el inventario del GNL almacenado en las tres terminales de regasificación.

Por último, es importante destacar que la creciente demanda de gas natural, impulsada por su menor costo, su ma yor eficiencia en la generación eléctrica y su menor huella de carbono, ha incre mentado fuertemente su presencia en la escena mundial desde finales del si glo pasado. Actualmente es el hidrocar buro con mayor crecimiento y es consi derado el energético de transición hacia un futuro de energías renovables.

Situación actual de las importaciones

A medida que la demanda de gas na tural se ha venido incrementando año con año y la producción ha venido de clinando, las importaciones han creci do de manera acelerada.

Competitividad del gas natural

A través de la red de transporte de gas natural, México tiene acceso a una de las fuentes de suministro de gas natural más baratas y confiables.

Con excepción del gas natural que utili za el propio Petróleos Mexicanos, tanto para la producción de crudo como para

Si bien no está exenta de sorpre sas desagradables, como lo demostró el evento de febrero del año pasado, cuando unas heladas en el sur de Texas conge laron los ductos de los pozos de produc ción, provocando un desabasto regional que tuvo como consecuencia un fuerte disparo en los precios del mercado spot que afectó a todos los usuarios que no habían tomado la precaución de contra tar coberturas.

En la gráfica siguiente se compa ran los precios de exportación de los es

tados Unidos a México del gas puesto en la frontera con los precios de ex portación de los EEUU del GNL que se embarca a los mercados de Asia y de Europa.

Esta ventaja es aún más eviden te cuando se comparan estos precios con el precio del GNL en los puertos de entrega.

México se ha vuelto muy competitivo, in clusive cuando se compara con los precios de gas en los EEUU.

Polémica alrededor de los ductos licita dos por la CFE

Al principio de esta administración se suscitó una polémica alrededor del costo de los ductos que fueron licitados por la CFE.

La competitividad del gas en México mejoró sustancialmente entre 2018 y 2021 con la entrada en operación de los nuevos ductos que fueron licitados por la CFE durante las pasados dos ad ministraciones.

Sin embargo, de acuerdo con el aná lisis comparativo de costos realizado por la Comisión Reguladora de Energía, los costos unitarios de los ductos licitados por CFE son similares a los reportados por la FERC para los gasoductos construidos en los últimos años en los EEUU, y están por debajo de los costos unitarios de los ductos que fueron licitados por Petróleos Mexicanos.

Gracias a esta red de gasoductos, el precio promedio del gas natural en

También hubo una fuerte polémica alre

dedor de la fórmula de precios que fue acordada, una proporción alta de los in gresos del transportista corresponde a la reserva de capacidad en base firme, se utilice o no se utilice, y el resto co rresponde al pago por uso, que básica mente sirve para cubrir los costos va riables de operación y mantenimiento del gasoducto así como el costo del gas que utiliza el transportista para la ope ración de las estaciones de compresión. Estas fórmulas de pago son las mismas que son ampliamente utiliza das en otros mercados competitivos, particularmente en los Estados Unidos, y son muy similares a las que habían sido autorizadas por la Comisión Regu ladora de Energía a Petróleos Mexicanos para la operación del Sistema Nacional de Gasoductos, hoy a cargo del CENACE, y a otros transportistas.

Limitaciones de la infraestructura de transporte y almacenamiento

La red de gasoductos permite hoy lle var gas natural a la mayoría de los estados, pero aún tenemos carencias significativas, particularmente en la Costa del Pacífico, en la península de Yucatán y en la península de Baja Ca lifornia. La red adolece ademásde un gran defecto: no constituye un sistema interconectado, ya que consta de dos sistemas casi independientes:el siste ma desarrollado por Pemex, hoy opera do por CENAGAS, y el sistema de ductos

El objetivo de mejorar la confiabilidad del sistema eléctrico no está limitado al reforzamiento de la red de transmisión”

“

licitado por CFE.Esto le resta flexibilidad al sistema y pone en riesgo la seguridad energética del país ante un evento catas trófico.

Es importante resaltar que el ob jetivo de mejorar la confiabilidad del sistema eléctrico no está limitado al re forzamiento de la red de transmisión; también conlleva la necesidad de refor zar la red de transporte de gas natural, que hoy resulta indispensable, como he mos visto, para suministrar el gas para la operación de un alto porcentaje de las centrales eléctricas. De acuerdo con los informes del CENACE, una de las princi pales causas que han obligado a declarar tanto estados de alerta como estados de emergencia en el sistema, ha sido la in disponibilidad de gas natural.

Por otra parte, carecemos de insta laciones de almacenamiento en el país, tanto estratégico como operativo. La úni ca capacidad disponible se limita a lo que pueda aportar el Sistema de Gasoductos con su empaque y a la capacidad de al macenamiento que tiene a su disposi ción la CFE en las terminales de GNL de Altamira y Manzanillo, que solo pueden aportar un paliativo operativo por unas cuantas horas.

Necesitamos urgentemente contar con un almacenamiento estratégico que permita cubrir los consumos de al menos durante tres días, que es lo que duran normalmente los eventos catastróficos, como el de Texas de febrero de 2021, o los huracanes y ciclones que se han pre sentado históricamente en las zonas de producción. También requerimos de un almacenamiento operativo, de respuesta rápida, que permita compensar los des balances del sistema.

Algunas reflexiones finales

Todo lo anterior nos lleva a las siguien tes reflexiones. Si el gas natural es tan o más importante que la electricidad para el suministro de la energía que hoy re quiere nuestro país:

¿Por qué no podemos destinar su

ficientes recursos a la producción de gas natural no asociado en lugar de concentrar casi todos los esfuerzos en la producción de petróleo? ¿Por qué no destinarlos recursos ne cesarios para poder aprovechar el gas asociado, con alto contenido de nitró geno, que hoy nos vemos obligados a quemar a la atmósfera o a reinyectar a los yacimientos?

¿Por qué mantener dos redes in eficientemente interconectadas para el transporte de gas natural y porqué existen dos operadores de facto, el CE NAGAS y la CFE, con la dificultad ope rativa y práctica que esto representa y el alto riesgo que esto implica para la seguridad energética nacional?

¿Por qué preocuparnos por lo grar la autarquía en materia de com bustibles líquidos, aún a costa de operar un sistema de refinación poco competitivo, con grandes pérdidas económicas, sin invertir antes en su modernización; cuando existen múl tiples fuentes de aprovisionamiento externo, y en cambio nos hemos des preocupado por completo de la enor me dependencia que tienen el sistema eléctrico nacional, la industria nacio nal y el propio PEMEX respecto al gas natural, con una única fuente de su ministro, el estado de Texas? Medidas de política pública que es necesario implementar

Dadas las grandes ventajas que presenta el gas natural frente a los demás combustibles fósiles, tanto en términos de precio como en términos de impactos sobre la salud y el me dio ambiente, conviene aprovechar la existencia del gas natural disponible, aunque sea mayoritariamente importado, así como la infraestructura de transporte que ha sido desarrollada, en tanto se logra la disminución de la dependencia del gas importado y su gradual sustitución por energías lim pias.

Del lado de la oferta La seguridad energética nacional requie re de una nuevo Plan Estratégico de Gas, como el desarrollado entre 2004 – 2010, que incluya tanto las cuencas gasíferas exis tentes como las potenciales, como Lakach, Tampico Misantla y Sabinas; además de contemplar, donde sea económicamente viable y sin afectar o contaminar los su ministros de agua disponibles, la explota ción de nuestros yacimientos no conven cionales de gas de lutitas.

Se requiere también de manera ur gente interconectar los dos principales sistemas de transporte de gas natural con que cuenta el país, la red que administra el CENAGAS y los gasoductos que fueron li citadas por la CFE, asegurando así, a muy bajo costo, una capacidad de redundancia y respaldo ante cualquier eventual contin gencia.

Se debe integrar en el CENAGAS la gestión de la operación de la red de ductos que se encuentran integrados al SISTRAN GAS, así como las futuras instalaciones de almacenamiento, empezando por traspa sar al CENAGAS la responsabilidad de ges tionar la capacidad contratada por la CFE en los ductos de transporte y en las termi nales de regasificación de GNL, tal como se hizo en su momento con Pemex; solo así se aseguraría la operación adecuada y segura del sistema de transporte de gas por ductos, como hoy lo hace el CENACE con las redes de Transmisión y Distribu ción de la electricidad a cargo de la CFE.

Se debe acelerar los planes para la instalación de sistemas de almacena miento de gas natural en el país, tanto de respuesta rápida, en cavernas de sal, empezando por reactivar el proyecto que Pemex había empezado a desarrollar en Tuzandepetl, como de almacenamiento estratégico de gran capacidad, en alguno de los yacimientos agotados de petróleo que se tienen disponibles, lo que nos per mitirían mitigar el impacto de las fluctua ciones bruscas de precio en el mercado de gas de los EEUU y responder ante una in

terrupción de alguna de las fuentes de suministro.

Se requiere reactivar el programa de control de fugas de metano, particular mente las que ocurren en las instala ciones de extracción y procesamiento de crudo y de gas del Golfo de México, tanto costa afuera como tierra dentro.

Del lado de la demanda

Se debe implementar la construcción de nuevas centrales de generación de ciclo combinado, con la mayor eficiencia que la tecnología disponible permita, lo que a su vez redundará en menores costos de generación y en menores emisiones de gases de efecto invernadero. No pa rece una política adecuada, ni desde el punto de vista económico ni desde el punto de vista ambiental, la instala ción de centrales de moto-generadores, excepto en aquellas ubicaciones donde una central de ciclo combinado no re sulte viable.

El mejor uso del gas natural es indiscutiblemente en sistemas de co generación eficiente, mismos que po drían sustituir una parte importante de la nueva capacidad de generación de uso continuo que se planea instalar para soportar la base de la demanda del sistema eléctrico. Urge restablecer un sistema de planeación central que considere la incorporación de estas plantas en todas las instalaciones pe troleras del país, iniciando con las de mejores condiciones de interconexión y demanda cercana, como son el caso de Tula, Cadereyta, Minatitlán y Cangreje ra, sin dejar de mencionar a la nueva refinería de Dos Bocas

Una segunda área de oportunidad es la de incentivar la modernización de los ingenios azucareros, instalando modernas centrales de cogeneración operadas con bagazo de caña, que pre sentan la ventaja adicional de operar durante la época de zafra, cuando hay menos agua en las presas y la deman da eléctrica del país es más alta, y que

podrían operar fuera de zafra con gas na tural, aportando un respaldo adicional al sistema.

En el corto plazo, se debe concluir el proceso de transformación de las termoe léctricas convencionales para permitir el uso de gas natural y desplazar a la breve dad posible el uso del combustóleo y del diesel. Estas centrales deberán ser apro vechadas para atender la demanda punta y para ser utilizadas como respaldo de las centrales de generación variable, y deberán ser puestas fuera de servicio conforme la generación flexible se asuma por otras cen trales de mayor eficiencia, menores costos y menores emisiones contaminantes.

Por último, pero no menos importante, es necesario diversificar las fuentes de ener gía para la generación de energía eléctri ca, reemplazando gradualmente las cen trales termoeléctricas de menor eficiencia por centrales con energías limpias, tanto de fuentes variables, eólicas y solares, que hoy en día son las de menor costo, como de fuentes firmes, hidráulicas, geotérmicas y nucleares, las primeras para administrar de manera eficiente la demanda pico y las otras dos para soportar la demanda base del sistema, reduciendo así la gran depen dencia actual del sector eléctrico respecto al gas natural.

¿Por qué no podemos destinar suficientes recur sos a la producción de gas natural no asociado en lugar de concentrar casi todos los esfuerzos en la producción de petróleo?”

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