En los próximos años se espera que el precio global del crudo pesado —característica que tiene el petróleo mexicano— disminuya significativamente debido a la poca demanda de este tipo de petróleo que es difícil de refinar y alto en azufre.
En el 2020, la Organización Marítima Internacional prohibirá el uso de combustóleo con alto contenido de azufre para transporte marítimo, el cual es uno de los mayores subproductos de procesar crudo pesado en refinerías con configuraciones sencillas.
Datos de la agencia de información de mercado S&P Global Platts, muestran que la nueva regulación ya ha generado un impacto en el valor futuro del crudo pesado.
El diferencial entre el petróleo pesado y el índice Brent está estimado por Platts en 20 dólares por barril para el 2020. Sin embargo, la división de análisis de Platts cree que el diferencial en los precios será todavía mayor ya que el mercado internacional no ha reflejado por completo la caída en la futura demanda de combustóleo
Adicionalmente está el factor de los oleoductos canadienses que están en construcción. Si este país concluye estos proyectos, se ampliará el suministro de crudo pesado desde la provincia de Alberta que inundarán más los mercados de petróleo pesado.
Actualmente, México produce 1 millón de barriles diarios de petróleo pesado. Este volumen, de acuerdo con distintas estimaciones, será constante en el mediano plazo por la entrada en producción de nuevos campos petroleros de la Sonda de Campeche.
Pemex podría perder 7 mil 200 millones de dólares al año basado en un diferencial de precios entre el crudo ligero y pesado de 20 dólares por barril y exportando 1 millón de barriles al dia de la mezcla Maya en el 2020.
Una manera con la cual Pemex puede protegerse de esta caída en los precios internacionales del petróleo pesado es fortaleciendo su posición como un jugador integrado en el mercado de la refinación.
Creando un mercado de demanda a partir de sus propias refinerías, Mexico y Pemex pueden asegurar mejores ganancias posibles por el crudo pesado producido.
El estado actual de las refinerías
Sin embargos las refinerías mexicanas fueron construidas bajo un supuesto de producción de petróleo ligero y no el crudo pesado descubierto en la década de los 70 en la Sonda de Campeche.
En las últimas décadas, 3 de las 6 refinerías que tiene México —Cadereyta, Madero y Minatitlán— se reconfiguraron para procesar petróleo pesado mexicano.
Las otras tres refinerías del país —Tula, Salamanca y Salina Cruz— no tienen las plantas necesarias para procesar crudo pesado sin producir combustóleo alto en azufre.
Para aprovechar el crudo pesado mexicano, Pemex primero debe asegurarse que las refinerías reconfiguradas operen de manera optima.
Las 3 refinerías modernizadas tienen una capacidad combinada para procesar 750 mil barriles diarios de petróleo crudo; sin embargo, en el 2013 —el año donde alcanzaron una alta utilización de 66.8 por ciento— procesaron apenas 330 mil barriles diarios de crudo pesado.
Si se incluye la refinería que tiene en sociedad con Shell en Deer Park, Texas, Pemex procesó, en total, 430 mil barriles diarios de petróleo crudo pesado ese año.
Es vital dejar de producir combustóleo alto en azufre para asegurar que Pemex obtenga el mejor valor de cada barril de petróleo crudo que procesa. Esto es debido a la futura prohibición para el uso de combustóleo alto en azufre para transporte maritimito a nivel mundial. Además de que su uso para generación eléctrica en las centrales de Comisión Federal de Electricidad (CFE) va en declinación gracias a su estrategia de usar más gas natural.
Apostar por una nueva refinería
Construir una nueva refinería para procesar petróleo crudo pesado y que genere combustibles bajos en azufre va a ser un proceso extenso y costoso que va a tomar más de tres años y al menos 6 mil millones de dólares que estima la nueva administración federal.
En el mundo hay varios ejemplos de que construir este tipo de complejos petroleros de procesamiento y refinación toman más tiempo y dinero del estimado inicialmente.
Por ejemplo, el complejo de refinación SATORP en Arabia Saudita, con capacidad para procesar de 400 mil barriles diarios de petróleo pesado. Este complejo tuvo una inversión de 14 mil millones de dólares lo cual incluye un sobrecosto del 60 por ciento. A la francesa Total y la saudita Saudi Aramco les tomo seis años construirlo y comenzó a operar apenas este año.
Otro caso es la estatal brasilera Petrobras, quien lleva 12 años terminando de construir su complejo de procesamiento de petróleo pesado Abreu e Lima de 230 mil barriles diarios de capacidad. El costo, hasta ahora, ha sido de 20 mil millones de dólares, cinco veces más de lo presupuestado originalmente.
Finalmente, podemos mencionar el caso de North West Refining, quien después de 6 años, terminó de construir este año una refinería de 79 mil barriles diarios para procesar crudos pesados. La inversión fue 9 mil 700 millones de dólares, ya contando un sobrecosto del 58 por ciento del valor estimado originalmente.
Construir una refinería en tres años a un costo de 6 mil millones, como lo estima el equipo de Andrés Manuel López Obrador, no es lo que la experiencia internacional nos ha enseñado y parece más una proeza olímpica que un acto realista.
En realidad, el enfoque debería ser el de terminar las reconfiguraciones de las 3 refinerías que no pueden procesar crudos pesados: Tula, Salamanca y Salina Cruz.
Estos son proyectos que entran más en el terreno de lo realizable y que implicaría modernizar la infraestructura ya existente. La visión actual de Pemex y del estado mexicano debe cambiar y llevar estos proyectos adelante.
Los diseños y la ingeniería de la reconfiguración de estas plantas ya están hechos pues Pemex hizo los planes de reconfiguración. Lo que falta son los fondos y la realización de estos proyectos.
Mientras tanto, es importante recordar que a Pemex le llevo 13 años reconfigurar Minatitlán desde el Congreso asignó el presupuesto en 1998. La construcción del proyecto comenzó en 2005 y se terminó en 2011 con un costo de 3 mil 500 millones de dólares.
Aunque este presupuesto es más bajo que el de una refinería nueva, no estuvo exento de sobrecostos por arriba del presupuesto original.
Minatitlán, por su parte, nunca ha llegado a operar a un nivel óptimo como las refinerías que operan en otros lugares del mundo —en promedio de 90 a 95 por ciento— desde que la reconfiguración concluyo hace siete años.
Mientras que la gasolina es una abundante mercancía fácil de acceder a precios competitivos en varios centros refinadores en el mundo como Houston, Ámsterdam a Singapur, el número de refinerías capaces de procesar petróleo pesado sin generar combustibles altos en azufre es limitado.
La cantidad de dinero que México ahorrará por atender su demanda interna con combustibles producidor en dos nuevas refinerías, en contraste con importarlo del mercado internacional, es bajo.
Sin embargo, los ingresos que Pemex va a dejar de recibir por vender su petróleo pesado en descuento por no tener la capacidad de procesarlo, es astronómico.
Para el 2020, si Pemex sigue exportando alrededor de 1 millones 170 mil barriles por día de crudo pesado como ha hecho este año en vez de procesarlo de manera eficiente en sus refinerías, el valor que perdería podría exceder los 23 mil 400 millones de dólares diarios.
Daniel Rodríguez
Corresponsal extranjero de S&P Global Platts*
