Estudio Viabilidad De Refineria 30jul08
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Julio 30, 2008 Estudio de viabilidad para construir una nueva refinería en México
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Julio 30, 2008
Estudio de viabilidad para construir una nueva refinería
en México
2
3
ÍNDICE 1. INTRODUCCIÓN ................................................................................... 5
2. SUPUESTOS ............................................................................................ 9
2.1 Análisis del entorno ............................................................................................ 9
2.1.1 Entorno externo........................................................................................... 9
2.1.2 Entorno interno ......................................................................................... 34
2.2 Premisas del proyecto ....................................................................................... 37
2.2.1 Demanda esperada de petrolíferos ............................................................ 39
2.2.2 Precios y márgenes de refinación ............................................................. 43
2.2.3 Normatividad ambiental y seguridad industrial ....................................... 45
2.2.4 Disponibilidad de materia prima............................................................... 47
2.2.5 Metodología .............................................................................................. 48
2.2.6 Logística e infraestructura requerida para el caso base ............................ 50
2.2.7 Selección de tecnología para una nueva refinería..................................... 52
2.2.8 Determinación del tamaño óptimo para una nueva refinería .................... 57
3. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO .................................................... 61
3.1 Configuración y tipo de crudo .......................................................................... 61
3.2 Volumen esperado ............................................................................................ 65
3.3 Inversión y gastos de operación........................................................................ 65
3.4 Ubicaciones potenciales.................................................................................... 67
3.4.1 Logística e inversiones en infraestructura................................................. 69
3.4.2 Criterios ambientales y sociales................................................................ 77
3.5 Rentabilidad esperada del proyecto .................................................................. 81
4. PROYECCIÓN DEL IMPACTO ........................................................ 83
4.1 Política energética ............................................................................................. 83
4.2 Economía del país ............................................................................................. 88
4.2.1 Balances .................................................................................................... 89
4.2.2 Divisas....................................................................................................... 90
4.2.3 Empleo ...................................................................................................... 91
5. CONSIDERACIONES FINALES ....................................................... 93
4
5
1. INTRODUCCIÓN
Desde hace años Pemex Refinación enfrenta una situación crítica, caracterizada por
graves restricciones para cumplir su objetivo fundamental como organismo subsidiario de
Petróleos Mexicanos: abastecer con eficiencia, calidad, oportunidad, seguridad y a
precios competitivos la demanda de petrolíferos del país. Las limitantes con que
actualmente se desempeña el organismo se vinculan con deficiencias operativas,
institucionales, normativas, de regulación y de insuficiencia de recursos para financiar sus
programas de operación, mantenimiento y expansión.
Diversos segmentos de la cadena de valor del organismo operan con
infraestructura tecnológicamente obsoleta, mantenimiento deficiente, una antigüedad que
rebasa los estándares permisibles, y niveles de saturación que implican riesgos elevados
para su operación. Esta situación es especialmente crítica en el caso de la infraestructura
de producción de petrolíferos, la cual ha permanecido sin cambios ni actualizaciones
durante casi dos décadas, frente a una demanda interna de petrolíferos que aumenta a
tasas más elevadas que la economía nacional.
En este contexto, el dinamismo de la demanda (que para cualquier empresa
constituye un elemento determinante de su expansión) se ha convertido en un factor
adicional de presión para Pemex Refinación. Esto ha tenido implicaciones negativas
sobre la situación operativa y financiera del organismo, debido a la imposibilidad de
enfrentar dicho crecimiento con la infraestructura de producción disponible.
La situación ha propiciado un aumento sustancial de las importaciones de
petrolíferos, fundamentalmente gasolinas. Esto representa un factor de riesgo para la
soberanía energética del país, ya que no es posible disminuir las adquisiciones de
petrolíferos en el exterior sin poner en riesgo el abasto del mercado nacional.
6
Con respecto a esto, en el Artículo Transitorio Décimo Noveno del Presupuesto
de Egresos de la Federación (PEF) para 2008 se estableció:
“Petróleos Mexicanos deberá elaborar y enviar a la Cámara de Diputados a más
tardar el treinta de julio de 2008, un estudio de viabilidad y pre factibilidad para
determinar la necesidad de construir una nueva refinería para el sistema nacional de
refinación del organismo subsidiario Pemex-Refinación. Dicho documento deberá
proponer, en su caso, la ubicación probable y las características tecnológicas de la
nueva refinería y, de forma general, las características, proyecciones de impacto que
pudieran tener dichos proyectos para la política energética nacional, el desarrollo de
Pemex y la economía del país; así como los supuestos de precios, volúmenes
involucrados, lugares esperados de venta de los refinados, costos y márgenes implícitos
de los mismos, diferenciales estimados, entre crudos ligeros y pesados, sitios
considerados como puntos de distribución y toda la infraestructura considerada como
necesaria para el óptimo desempeño de los proyectos.”
Asimismo, el 18 de marzo de 2008 el Presidente de la República, Felipe Calderón
Hinojosa, instruyó a la Secretaría de Energía y a Petróleos Mexicanos a “iniciar los
estudios y analizar la factibilidad técnica, financiera y logística que nos permita
construir una nueva refinería en el territorio nacional.”
Para atender el requerimiento de Ley y responder a la instrucción presidencial,
Pemex pone a consideración del H. Congreso de la Unión el documento Estudio de
viabilidad para construir una nueva refinería en México, el cual contiene la información
solicitada en el PEF 2008. En su caso, ello permitirá sustentar la asignación de recursos
financieros para iniciar la recuperación del rezago en la capacidad productiva de
refinación de petróleo, así como contrarrestar los problemas derivados de la falta de
capacidad actual para producir los petrolíferos que demanda el país.
7
El documento está estructurado en cuatro secciones. En el Capítulo 2 se presenta
el análisis del entorno interno y externo que enfrenta el proyecto, los supuestos y los
principales aspectos metodológicos utilizados en el estudio.
En el Capítulo 3 se describe con detalle el proyecto: la infraestructura productiva
requerida, el tipo de configuración y tamaño, el tipo de crudo que procesaría, las
ubicaciones alternativas y la infraestructura requerida para el suministro de la materia
prima y para la distribución de productos.
El Capítulo 4 contiene las proyecciones de impacto del proyecto en la política
energética, en Pemex y en la economía del país. En la última sección se presentan
consideraciones finales.
Debe señalarse que el proyecto para una nueva refinería forma parte de una
estrategia integral de Pemex Refinación, que se orienta a superar la situación actual de
estancamiento de la producción y a la modernización de sus instalaciones. Asimismo,
dicha estrategia busca adecuar la infraestructura de almacenamiento, transporte,
distribución y comercialización de petrolíferos y disponer de la capacidad de respuesta
ante los cambios previstos en la oferta nacional de crudos y ante el dinamismo y cambio
de estructura de la demanda, en especial de combustibles automotrices.
Esa estrategia integral de producción y suministro de petrolíferos parte de los
objetivos que establece el Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012, en particular los
relativos a modernizar y ampliar la capacidad de refinación, en especial de crudos
pesados, e incrementar la de almacenamiento, suministro y transporte. Asimismo,
considera los objetivos específicos y estrategias para el sector hidrocarburos, que se
detallan en el Programa Sectorial de Energía 2007-2012 para garantizar la seguridad
energética del país.
La puesta en operación de una nueva refinería forma parte medular de esa
estrategia integral, tal como se establece en la Estrategia Institucional de Petróleos
8
Mexicanos. Asimismo, se plantea de manera explícita en el Programa para Incrementar la
Eficiencia Operativa en Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, que se
remitió a esa Soberanía en junio pasado.
9
2. SUPUESTOS 2.1 Análisis del entorno
En esta sección se presentan los elementos más relevantes de los entornos interno y
externo de la empresa. De esta manera, se proporciona un marco de referencia que
introduce los factores y variables más relevantes que inciden en la ejecución del proyecto
de ampliación de la capacidad de proceso del Sistema Nacional de Refinación (SNR).
En lo que se refiere al entorno externo de la empresa, el desempeño de la
economía mundial y el de los mercados de energéticos se identifican como los principales
factores que condicionan la ejecución de proyectos debido a la incidencia de los precios
internacionales de los crudos y de los productos refinados, así como de los costos de
construcción. Un factor adicional que condiciona la ejecución de proyectos es el
desempeño de la economía nacional, ya que ésta determina el tamaño de los mercados
energéticos en el país.
El entorno interno de la empresa está constituido esencialmente por las
características de su estructura administrativa y los mecanismos de regulación a que está
sujeta. Estos factores definen los incentivos que enmarcan el destino de Petróleos
Mexicanos y por consiguiente, de Pemex Refinación.
2.1.1 Entorno externo
En este apartado se presenta un análisis del comportamiento reciente y perspectivas de la
economía nacional y mundial, de la demanda de petróleo crudo y de refinados, así como
de la industria de la refinación.
10
Comportamiento reciente y tendencias de la economía mundial
Durante 2004 – 2006 la economía mundial experimentó el crecimiento más acelerado y la
tasa promedio de inflación más baja del último cuarto de siglo, a pesar del incremento
sostenido de los precios del petróleo y de otras materias primas, principalmente los
metales. En el último año de ese lapso, la tasa de crecimiento del producto nacional bruto
a nivel mundial fue 5%, superior a la observada durante 1990 – 1999. Las economías
emergentes de Asia, como China e India, han impulsado el crecimiento de la economía
mundial. El crecimiento de China en 2007 fue 11%, superior al registrado durante 2006 y
el de India fue 9.7%, mayor respecto al del año anterior.
Durante 2006 las economías industrializadas crecieron 3%, tasa inferior al
promedio mundial. Estados Unidos de América registró un crecimiento de 2.9% y la
Comunidad Económica Europea de 2.8%. Por su parte, el conjunto de las economías
emergentes y en desarrollo registraron un incremento de 7.6% con respecto al año
anterior.
El crecimiento generalizado de la economía mundial estimuló los flujos
comerciales globales e impulsó la inversión y el empleo, tanto de las economías
desarrolladas como de las emergentes y en desarrollo. Al mismo tiempo, los incrementos
de la inversión impulsaron al alza los precios de los bienes de capital y el dinamismo
económico propició una disminución de la capacidad productiva ociosa en la industria.
Esa dinámica económica se debilitó durante 2007, en especial en los países de la
Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE). Ese año, se
registró también un ligero aumento de las tasas de inflación promedio. Se estima que la
economía mundial podría bajar su ritmo de crecimiento a 3.7% en 2008 y recuperarse
ligeramente para alcanzar 3.8% en 2009.
11
De acuerdo con las previsiones oficiales, en el corto plazo el crecimiento de la
economía mundial dependerá de los siguientes factores: 1
• El riesgo de que la problemática del sector inmobiliario se profundice en
Estados Unidos de América (EUA) y afecte a otros sectores vinculados
con el comercio exterior. Ello incidiría en otras economías desarrolladas y
en desarrollo.
• Perturbaciones negativas de la oferta de materias primas, en especial los
metales y el petróleo, derivadas de las elevadas cotizaciones en los
mercados internacionales y de la inestabilidad política en algunos países
productores.
• La adopción de políticas monetarias más restrictivas por parte de los
bancos centrales de los países industrializados, como respuesta a la
generalización de la crisis inmobiliaria en EUA.
• Posibles reacciones proteccionistas en algunos países, debido al aumento
del déficit de cuenta corriente de Estados Unidos de América y el
creciente superávit de los países exportadores de petróleo y China.
Perspectivas de la demanda mundial de petróleo crudo
Entre 1997 y 2006 la producción mundial de petróleo crudo aumentó a una tasa promedio
anual de 1.4%, con un incremento absoluto de 9.4 millones de barriles. La mayor parte
del incremento en la producción ocurrió durante la segunda mitad de dicho periodo,
cuando la producción aumentó en poco más de 7 millones de barriles, en comparación
con 2.6 millones en la primera mitad del periodo.
1 Secretaría de Hacienda y Crédito Público. Criterios Generales de Política Económica 2008. Diciembre de 2007.
12
Gráfica 2.1.1.1
En 2006 las regiones que más contribuyeron a la producción mundial de petróleo
crudo (70%) fueron Medio Oriente (principalmente Arabia Saudita e Irán); Europa y
Eurasia; los países del Mar del Norte y la Federación Rusa; y América del Norte, incluido
México. Las regiones productoras ubicadas en África, Asia Pacífico y Centro –
Sudamérica aportaron el 30% restante.
En lo que toca al consumo, el crecimiento anual también fue 1.4% en promedio
durante 1997-2006. Las regiones económicamente más dinámicas fueron las mayores
consumidoras de petróleo crudo: América del Norte, con casi 30% del consumo total
mundial, la región Asia–Pacífico, con un porcentaje similar y Europa y Eurasia tuvieron
un consumo de 24.5% del total mundial. Esas tres regiones concentraron más de 80% del
consumo mundial de petróleo crudo. Salvo en el caso de la región Asia Pacífico, cuya
demanda tuvo el crecimiento más dinámico en la década (2.3%), los mayores
consumidores de petróleo no experimentaron el mayor dinamismo en la demanda.
13
El consumo de América del Norte aumentó a una tasa inferior al promedio
mundial, (1.2% anual). La región Europa y Eurasia observó un comportamiento similar
(0.4% anual). La mayor expansión promedio de la demanda anual de crudo -después de la
región Asia Pacífico se registró en Medio Oriente (3.2%) y África (2.1%). Sin embargo,
la participación de esas dos regiones en el consumo mundial es poco significativa: en
conjunto, representaron sólo 10% del total en 2006.
Gráfica 2.1.1.2
La rigidez de la oferta de petróleo crudo frente al dinamismo de la demanda
presionó al alza los precios, en especial a partir de 2004, cuando se aceleró el crecimiento
de la economía mundial, principalmente en China e India. También contribuyó la
inestabilidad política de diversas regiones productoras de crudo. Entre 1997 y 2006 los
precios de los crudos de referencia en el mercado internacional experimentaron
incrementos extraordinarios: el precio del crudo Dubai aumentó de 18.23 dólares por
barril en 1997 a 61.50 dólares en promedio en 2006. El crudo Brent se incrementó 46
dólares por barril, de 19.09 a 65.14 dólares por barril entre 1997 y 2007. En lo que va de
2008 los crudos marcadores han alcanzado niveles de hasta 145 dólares por barril.
14
Gráfica 2.1.1.3
La evolución de las variables determinantes del mercado petrolero internacional,
se asocia a las perspectivas de crecimiento de la economía mundial, lo que incidirá en la
demanda de petróleo, en especial por parte de los países desarrollados. A pesar de la
disminución del ritmo de crecimiento de la economía mundial, se prevé que la expansión
de China, India y en menor medida Pakistán, requerirá por lo menos un millón de barriles
diarios adicionales a la demanda actual. Los expertos consideran que a partir de 2009 los
precios del crudo podrían estabilizarse, debido a factores como los siguientes:
• Expansión de la capacidad de refinación y conversión, lo cual podría
responder parcialmente a la demanda mundial de productos refinados,
debilitando las tendencias alcistas de los precios del crudo.
• El atractivo que representan las elevadas cotizaciones del petróleo para
impulsar las oportunidades de sustitución de hidrocarburos por fuentes
alternas de energía, convencionales y no convencionales.
15
• La estabilización de los mercados financieros mundiales y la recuperación
del valor del dólar, moneda en la que se realizan las transacciones
internacionales de crudo.
• El eventual impacto que precios elevados pudieran tener en la demanda
mundial de petróleo crudo y sus derivados, y el correspondiente impacto
sobre los ingresos de los países productores.
En el largo plazo se estima que la demanda mundial de petróleo crudo crezca a
tasas ligeramente superiores a las observadas en la década anterior. La expectativa de
crecimiento es 1.5% en promedio anual hacia el año 2017.
Se anticipa que la estructura de la producción por regiones de origen registre
ligeros cambios durante los próximos diez años. Medio Oriente continuará siendo el
principal proveedor de petróleo crudo en el mundo; la región de América del Norte será
la segunda proveedora en importancia y mantendrá su participación en aproximadamente
16%; los países de la Ex–URSS registrarán un ligero aumento de su producción, para
ubicarse en 15% del total mundial hacia 2017.
A mediano plazo, se prevé que la estructura de la demanda de petróleo crudo por
sectores de consumo experimentará cambios graduales, que confirmarían las tendencias
observadas en los últimos años. El sector más dinámico seguirá siendo el transporte, que
determinará las tendencias predominantes del consumo.
16
Gráfica 2.1.1.4
La demanda del sector industrial, segundo en importancia, crecería a una tasa de
1.1% en el periodo, tasa similar al promedio mundial, por lo cual su participación en la
demanda total se reduciría de 28.6% a 27.8% en el periodo. La demanda para uso
residencial, comercial y agropecuario de petróleo crudo aumentaría a una tasa similar a la
del total mundial, con lo que su participación se mantendría en 13%.
Por último, la demanda del sector eléctrico crecería a un ritmo inferior al del total
(0.8%), debido fundamentalmente a la sustitución de petrolíferos por combustibles
industriales menos contaminantes en 2007; esto implicaría que su participación en la
demanda total mundial decreciera de 7.8% en 2007 a 6.7% en 2017.
17
Gráfica 2.1.1.5
Comportamiento reciente y perspectivas de la demanda mundial de productos
refinados
La industria de refinación forma parte de un mercado integrado a nivel mundial con las
siguientes características:
18
Gráfica 2.1.1.6
En general, la industria mundial de refinación se caracteriza por un elevado y
creciente nivel de competencia, alta intensidad de capital y márgenes de operación
reducidos. Por ello, los niveles de rentabilidad son muy sensibles a movimientos cíclicos
de los mercados y en promedio, son cercanos al costo de capital. Sin embargo, en los
últimos años la industria se ha mantenido en la parte alta del ciclo, con una rentabilidad
superior a 25%.
Durante 1997–2007 el consumo mundial de petrolíferos creció a una tasa de 1.4%
en promedio anual; en dicho periodo se registraron dos etapas diferenciadas: durante la
primera, de 1997 a 2001, el crecimiento promedio anual del consumo de derivados del
petróleo fue relativamente bajo (1.2%), como resultado del escaso dinamismo de la
economía mundial; en la segunda etapa, que abarca de 2002 a 2007, la demanda mundial
de petrolíferos creció 1.7% en promedio anual- lo cual se asocia al periodo de expansión
19
de la economía mundial que se inició a partir de 2002-, tuvo su mayor crecimiento en
2004–2006 y se desaceleró en 2007.
Los residuales, entre los que se encuentra el combustóleo, han perdido
importancia en la estructura de la demanda, al pasar de 15% del total en 1997 a 12% en
2006. Ello se debió fundamentalmente a la sustitución gradual de este combustible por
gas natural para la generación de energía eléctrica, sobre todo por condicionantes de
naturaleza ambiental.
Gráfica 2.1.1.7
Se estima que en el futuro la demanda mundial de refinados estará influida por
tres factores. En primer término, el crecimiento económico global que, aunque no se
anticipa que en el corto plazo recupere el dinamismo observado en 2004-2006, implicaría
una tasa de crecimiento de la demanda de petrolíferos de 1.6% anual.
El segundo factor correspondería a los cambios en la estructura de la demanda,
especialmente la marcada tendencia a sustituir productos contaminantes por combustibles
20
cada vez más limpios, debido a la evolución de la normatividad ambiental de alcance
mundial en buena parte de las regiones y países consumidores.
El tercer factor sería el crecimiento del sector transporte y el dinamismo
observado en la evolución tecnológica en la industria automotriz, que han propiciado un
incremento de la demanda de combustibles con requerimientos de calidad cada vez más
estrictos, en especial en cuanto a contenidos de azufre, benceno, olefinas y aromáticos, y
que también responden a la evolución de la normatividad ambiental a nivel internacional.
Situación actual y perspectivas de la industria mundial de refinación
De acuerdo con la información disponible, durante 1997-2007 la capacidad mundial de
refinación se incrementó a una tasa promedio de 1.0% anual, al pasar de 78.9 a 87.4
millones de barriles por día, con un incremento absoluto de 8.5 millones de barriles por
día.2
Gráfica 2.1.1.8
2 Statistical Review of World Energy, 2007, British Petroleum. Oil & Gas Journal presenta una cifra de 85.3 mm b/d con 657 refinerías. (Global refining capacity increases slighty in 2007, 24-12-07).
21
Este rezago en la expansión de la oferta mundial de petrolíferos contrasta con el
dinamismo de la demanda en los últimos años. En todo caso, la nueva capacidad de
refinación y la ampliación de la infraestructura existente se construyó en las economías
emergentes de Asia: India, China y Taiwán.
En el Medio Oriente, destacó el incremento de la capacidad de refinación en los
Emiratos Árabes Unidos y Arabia Saudita (7.6% y 2.0%, respectivamente, durante
1997–2007), en especial con proyectos orientados a la exportación de excedentes para
cubrir la demanda de los mercados y países deficitarios, principalmente Estados Unidos
de América, Europa y las economías de rápido crecimiento en Asia. En el continente
americano, sólo Estados Unidos de América, Brasil y Venezuela registraron incrementos
de capacidad superiores al promedio global. En el caso de México la capacidad de
refinación solamente creció 0.1% durante 1997–2007.
De acuerdo con las previsiones, en 2007-2014 la capacidad de refinación a nivel
mundial se incrementará de manera acelerada en los próximos años, en aproximadamente
9 millones de barriles por día. La mayor parte de la nueva capacidad se ubicará en Medio
Oriente, que aumentaría su capacidad de producción en más de 2.5 millones de barriles;
China, que lo haría en 2.3 millones de barriles; los países de la OCDE en 1.8 millones y
Asia en 1.6 millones.3
La información disponible señala que entre 2008 y 2014 entrarán en operación
proyectos de adición de capacidad en el continente americano por 2.8 millones de barriles
por día. Entre los proyectos más importantes destacan dos refinerías de 500 mil barriles
diarios en Brasil, uno de 400 Mbd en Venezuela, dos en Canadá por un total de 450 Mbd
y ocho proyectos en EUA para incrementar en más de 700 mil barriles por día la
producción de productos refinados.
3 En una previsión más optimista, Refinery Tracker estima que entre 2008 y 2016 la capacidad mundial de refinación podría incrementarse en cerca de 16 millones de barriles, a partir de los planes de construcción de nuevas instalaciones detectados en todo el mundo. De acuerdo con esta fuente, casi tres cuartas partes de la nueva capacidad se ubicará en Asia y Norteamérica.
22
Cuadro 2.1.1.9
La industria mundial de refinación deberá continuar con el proceso de
modernización de las instalaciones actuales y de ampliación de la capacidad, mediante la
incorporación de tecnologías de alta complejidad para responder a las restricciones
ambientales, a la evolución tecnológica de la industria automotriz y a la mayor eficiencia
y competitividad que exigen y exigirán en el futuro los mercados internacionales de
productos petrolíferos. De hecho, el crecimiento, modernización y localización de la
capacidad mundial de refinación estarán determinados por el dinamismo y el cambio en
la estructura de la demanda de petrolíferos. En materia ambiental se estima que el
contenido de azufre en los combustibles será menor a 250 partes por millón (ppm) y en
los países de la OCDE inferior a 50 ppm hacia 2014.
Otro factor que incidirá en la competitividad de las empresas de refinación serán
los cambios en la oferta mundial de petróleo crudo, que implicarán una presencia
importante de crudos pesados, así como la disminución de la demanda de combustóleo en
todo el mundo, excepto en Asia.
23
De acuerdo con las previsiones, en la siguiente década la configuración de la
industria mundial de refinación será diferente a la actual, dado que la gran mayoría de las
instalaciones estarán aplicando tecnologías de alta conversión, con plantas de coquización
que sustituirán a las tecnologías con menor capacidad de producción de combustibles
limpios. Como resultado, se registraría un incremento de la capacidad de conversión
profunda en las regiones productoras más importantes del mundo.
Gráfica 2.1.1.10
De acuerdo con Purvin & Gertz,4 se prevé que se agregue capacidad de refinación
por cerca de cuatro millones de barriles por día hacia mediados de la siguiente década,
con 80% de probabilidad. Asimismo, estima que es posible que se concreten proyectos
adicionales por tres millones de barriles diarios que, conjuntamente con los
4 Empresa de consultoría internacional especializada en temas petroleros.
24
descuellamientos,5 implicarían una capacidad de refinación mundial superior a 96.5
millones de barriles por día.
Cuadro 2.1.1.11 Aumento estimado de la capacidad de refinación
(Millones de barriles por día)
Escenario 1 Nuevos proyectos
Probable 4.0 54
Posible y otros 3.0 29
Incremento total 7.0 83 1 Fuente: Purvin & Gertz.
Como resultado de la dinámica del consumo y la materialización de los proyectos
de refinación, para 2008-2015 la capacidad excedente esperada sería del orden de los tres
millones de barriles por día, inferior al promedio durante 1997-2007 (cinco millones de
barriles).
Ello implicaría fortalecer la rentabilidad de la industria de refinación, en relación
con la década 1997-2007. Los pronósticos de Purvin & Gertz sobre márgenes brutos,6
para una mezcla de crudos ligeros y amargos en configuración con unidades de
desintegración catalítica (FCC por sus siglas en inglés)7 en la Costa Norteamericana del
Golfo de México muestran que entre 2008 y 2015 se podrían registrar niveles cercanos a
cinco dólares por barril,8 en tanto que en la década pasada los márgenes fueron
ligeramente superiores a cuatro dólares por barril.
5 Proyectos de inversión que permiten eliminar restricciones de capacidad de producción (“cuellos de botella”) en las
distintas fases del proceso de transformación del crudo. 6 Diferencia entre el valor de los productos de la refinación y el costo del crudo. 7 Fluid Catalitic Cracking. 8 Promedio del periodo en dólares constantes (1997=100).
25
Cuadro 2.1.1.12
De manera análoga, en refinerías con configuración de coquización y procesando
crudos pesados y amargos similares al Maya, se podrían registrar márgenes brutos
superiores a 13 dólares por barril entre 2008 y 2015, en contraste con 11 dólares por
barril entre 1997 y 2007. En ese contexto, se anticipa un escenario favorable,
principalmente para las refinerías de alta conversión, es decir, aquellas que cuentan con
plantas coquizadoras y que procesen crudos pesados y amargos.
Otros aspectos que influirán en las decisiones de construcción de nuevas refinerías
son los ciclos propios de esta industria y el incremento de costos observado en los últimos
años. Sin duda, la refinación ha resentido y continuará resintiendo los efectos de los altos
precios de los insumos para su construcción, principalmente acero, varilla y cemento, así
como la elevada demanda de equipos y personal técnico especializado, factores que en
conjunto aumentarán los riesgos para el desarrollo de proyectos, lo que a su vez,
incrementará los montos de inversión y prolongará los tiempos requeridos para su
realización.
26
El índice de costos de capital IHS/CERA9, que aproxima el crecimiento de los
costos de los equipos, muestra un incremento sustancial desde 2007: de 154 a 176 en sólo
un año, mientras que de 2000 a 2007 aumentó de 100 a 154. Aunado a lo anterior, la
demanda por servicios de construcción e ingeniería ha incrementado el tiempo de
desarrollo de proyectos de 10 a 12 meses adicionales.
Situación actual y tendencias de la economía nacional
En lo que respecta al ámbito interno, de acuerdo con las previsiones del Plan Nacional de
Desarrollo 2007-2012, se anticipa que en los próximos años la economía mexicana
mantenga un ritmo de crecimiento sostenido (3.6% en promedio por año en ese periodo)
en un entorno de estabilidad macroeconómica.
En lo relativo a la población nacional, se estima que se mantendrá la disminución de la
tasa de crecimiento en los próximos diez años. A partir de 2007 dicha tasa (0.7%) será la
mitad de la observada durante 1997-2000 (1.4%). A pesar de esta desaceleración, se
espera que la población nacional aumente aproximadamente en ocho millones de
personas hacia 2017, para alcanzar 114 millones de personas.
9 Cambridge Energy Research Associates. Consultoría internacional especializada en el mercado petrolero
27
Gráfica 2.1.1.13
Además, continuarán las tendencias de cambio en la estructura por edades de la
población, lo cual implica cambios de la demanda de bienes y servicios necesarios para
incrementar los niveles de bienestar de la población.
Para 2007-2017 previsible también que se alcancen condiciones que permitan el
crecimiento de la economía a una tasa anual promedio estimada de 3.6%. De acuerdo con
estas previsiones, hacia 2017 la economía mexicana será 42% mayor con respecto al
nivel observado en 2007. De acuerdo con las previsiones oficiales, el escenario de
mediano plazo supone ciertas condiciones en el entorno mundial, las cuales se encuentran
fuera del ámbito de acción gubernamental. Tales condiciones, vigentes también para el
desarrollo de corto plazo en el país son las siguientes:
• La evolución de la actividad económica de los Estados Unidos de
América.
• El comportamiento de las tasas internacionales de interés.
28
• Las condiciones de acceso que prevalecerán en los mercados
internacionales de capital.
• Cambios imprevistos en los precios internacionales de los hidrocarburos.
Gráfica 2.1.1.14
Evolución reciente y perspectivas de la demanda nacional de productos refinados
Entre 2000 y 2007 la producción nacional de petrolíferos creció a una tasa media de
0.5%. Estas cifras resultan de un crecimiento de 2.2% en la producción de gasolinas, lo
cual representó un incremento en el volumen producido de 63 mbd, y de diesel, cuya
producción tuvo el comportamiento más dinámico en el periodo analizado, al aumentar
3.3%, lo cual significó incorporar 69 mbd a la producción del año inicial.
Los resultados descritos fueron influidos por el fuerte decrecimiento de la
demanda de combustóleo en los últimos años. Dicho producto ha sido sustituido por gas
natural para la generación de energía eléctrica.
29
Entre los años señalados, la producción de combustóleo decreció 121 mbd, lo cual
representó una tasa de -4.7%, promedio anual. La disminución fue consecuencia de la
entrada en operación de proyectos de conversión de residuales en las refinerías de
Cadereyta y Madero, orientados a producir combustibles de mayor valor de mercado que
el combustóleo.
Cuadro 2.1.1.15
En 2000-2007 las ventas internas de productos petrolíferos crecieron 116 mbd en
total, para alcanzar poco más de un millón y medio de barriles diarios en el ultimo año de
ese periodo, lo cual implicó un incremento a tasa promedio anual de 1.1%, que
nuevamente fue influido por la drástica caída de las ventas de combustóleo,
fundamentalmente a la CFE, que fue 236 mbd inferior entre los años analizados, a una
tasa promedio de -8.9%. No obstante, en los productos de mayor valor de mercado,
gasolinas y diesel, el comportamiento de las ventas ha sido creciente.
Las ventas de gasolina aumentaron a una tasa de 5.2%, para ubicarse en 760 mbd
en 2007, lo cual significó un aumento absoluto del volumen de 229 mbd entre 2000 y
30
2007. Es especialmente notable el crecimiento de las ventas de gasolina Premium, a una
tasa de 8.0%, inducido fundamentalmente por la normatividad ambiental, lo cual implicó
un incremento de 42 mbd en el período de referencia. En el caso del diesel, el incremento
en las ventas fue de 74 mbd, con una tasa de 3.3% en promedio anual.
Gráfica 2.1.1.16
Las tasas de crecimiento en las ventas de petrolíferos reflejan la respuesta de los
consumidores nacionales a un entorno de precios relativamente bajos. Mientras que en
economías con mercados de energéticos liberalizados los precios se han ajustado en
función del comportamiento en los mercados internacionales, en México la política de
precios controlados ha conducido a precios inferiores a los observados en los mercados
internacionales.
El entorno descrito tendrá impactos significativos sobre el mercado energético,
por la estrecha liga entre crecimiento socioeconómico y la demanda de energía, y porque
más de dos tercios del consumo energético en el país, proviene de los petrolíferos. Por
otra parte, la estructura de la demanda hará evidente el dinámico papel del sector
31
transporte, que podría concentrar casi tres cuartas partes de la demanda total. La
necesidad de transporte en el país continuará creciendo, por lo que se estima que el
número de vehículos por cada mil habitantes pasará de 160 unidades durante el año 2000
a 218 unidades hacia el año 2015, lo que implicaría un incremento de 36% durante el
período.
Esto significaría mayores requerimientos de energía y presiones adicionales sobre
el crecimiento del sector energético nacional, específicamente sobre la producción de
petrolíferos. La evolución de estos indicadores estará en función no sólo del crecimiento
de la economía, sino de la capacidad de la población para adquirir vehículos nuevos o
usados.
La demanda de petrolíferos en México, al igual que en el resto del mundo, se ha
orientado hacia un consumo mayor de gasolina y diesel y a costa de los productos
pesados como el combustóleo, que actualmente se está sustituyendo en muchos usos por
gas natural. En los últimos años, la demanda nacional de destilados ha tenido un
crecimiento superior al de la economía. Entre 2000 y 2007 la demanda de gasolina
aumentó 43% y la de diesel 26%. En este sentido, el nivel de precios y los precios
relativos de los combustibles determinarán en gran medida el crecimiento de la demanda
de destilados y la relación entre gasolina y diesel.
Evolución reciente del comercio exterior y de la balanza comercial de petrolíferos
Los desequilibrios observados entre una demanda nacional que crece a ritmos superiores
al de la economía y una capacidad de producción rígida -fundamentalmente en gasolinas
y diesel- frente a la obligación de Pemex Refinación de cubrir las necesidades internas de
estos combustibles automotrices, han obligado a que gradualmente se incremente el nivel
de importaciones de gasolinas. En 2007 dichos niveles representaron 40% de las ventas
totales de gasolinas en el país.
32
Las importaciones totales de petrolíferos crecieron en el periodo analizado a una
tasa media anual de 3.3%, lo que implicó un incremento de 84 mbd entre 2000 y 2007,
para alcanzar 414 mbd en este año. Tres cuartas partes de ese total, 310 mbd, fueron
compras externas de gasolina. Este producto mostró la tasa más elevada en las
importaciones en el periodo de referencia (9.6%), lo que significó un incremento de casi
150 mbd en los cinco años señalados.
Cuadro 2.1.1.17
De acuerdo con la información disponible, en 2008 esta tendencia se ha
acentuado, por lo que las importaciones de gasolinas podrían ser aún más elevadas en
2008 que en el año previo. Durante enero-junio de 2008 el volumen importado de
gasolinas alcanzó 331 mbd, ligeramente superior que el promedio de 2007. En el caso del
diesel, las importaciones crecieron a una tasa de 3.3% en el periodo señalado, lo que
implicó un ligero crecimiento de 11 mbd en el periodo referido.
33
Gráfica 2.1.1.18
Como consecuencia de estos comportamientos, la balanza comercial de
petrolíferos ha acentuado su deterioro, en especial a partir de 2003. Entre este año y 2007
la importación se incrementó en más de 200 mbd. En conjunto para el periodo 2000-
2007, el total de importaciones creció de 330 a 414 mbd y el de las exportaciones de 45 a
103 mbd, lo cual implicó un crecimiento de 84 mbd en los volúmenes importados.
En términos de valor de los productos adquiridos en el exterior, el país destinó
casi 12 mil millones de dólares a la compra de petrolíferos importados durante los años
de referencia. Ello representó un crecimiento superior a 8 mil millones de dólares entre
2000 y 2007. Las expectativas para 2008 indican que el déficit puede ser aún mayor, dado
que en el primer trimestre del año ha sido de casi 4,500 millones de dólares.
34
2.1.2 Entorno interno
La industria de refinación del país atraviesa por una coyuntura crítica, que dificulta cada
vez más su capacidad para cumplir el compromiso de abastecer la demanda interna de
derivados del petróleo con eficiencia y rentabilidad. Esta coyuntura impide, además,
aprovechar las condiciones favorables actuales del mercado mundial de refinación.
Desde el inicio de sus operaciones Pemex Refinación ha tenido resultados
negativos o marginalmente positivos. Entre 1993 y 2007 la tendencia de los resultados
fue decreciente, alcanzando una pérdida antes de impuestos de 42 mil millones de pesos
en 2007. Como empresa de transformación industrial, Pemex Refinación tiene una tasa
impositiva similar a la de cualquier empresa.
Dada la falta de capacidad de producción, hoy Pemex importa 40% de la demanda
de gasolinas y registra un excedente de combustóleo. El valor de las importaciones
aumentó de 5,500 millones de dólares en 2004 a 16,800 en 2007. En caso de no contar
con inversiones adicionales de capacidad adicional continuará creciendo durante los
siguientes años hasta porcentajes de 50% para 2015.
Las importaciones tan cuantiosas se han convertido en un factor que afecta la
seguridad energética nacional, colocan al sector a expensas de los vaivenes de los
mercados internacionales y se traducen, en términos prácticos, en exportar empleos,
impuestos y crecimiento económico a otras latitudes.
México es el único país de la OCDE que mantiene importaciones sustanciales de
combustibles automotrices. Economías como España y Canadá son exportadoras de
gasolinas, en tanto que México importa una cuarta parte del volumen que compra Estados
Unidos de América en el exterior, pero con una economía 10 veces más pequeña.
Como país en desarrollo, se espera que en México esta condición deficitaria se
agudice. Otros países en desarrollo como China, Brasil e India han incrementado su
35
capacidad de refinación para abastecer sus propios mercados y mantener el ritmo de
crecimiento económico que han observado en años recientes.
Estos resultados derivan del rezago histórico en la operación, el mantenimiento,
la adopción de tecnologías, el desarrollo de recursos humanos, la insuficiencia de
inversiones, y derivan también de la regulación y la falta de autonomía de gestión. Es un
problema estructural.
El pobre desempeño operativo del Sistema Nacional de Refinación obedece, en
gran medida, a que el marco administrativo de Pemex no le brinda las capacidades,
recursos y flexibilidad que tienen otras empresas de refinación, estatales o privadas. Aun
cuando los técnicos mexicanos tienen habilidades similares o superiores a las de técnicos
de otras empresas petroleras, su capacidad de acción e incentivos está limitada por un
marco administrativo de excepción en la industria.
Retos en la producción de petrolíferos
Respecto a la producción de petrolíferos, la industria mundial de refinación se caracteriza
por mantener un elevado nivel de competencia, requerir cuantiosas inversiones de capital,
y tener márgenes reducidos y volátiles. El negocio de la refinación no tiene, ni tendrá, la
rentabilidad que tiene el negocio de la exploración y explotación de hidrocarburos, si bien
es estratégico para maximizar el valor de toda empresa petrolera integrada.
En esta industria, la generación de valor se basa en la disciplina operativa,
flexibilidad en decisiones de operación y optimización, y en la inversión en
infraestructura de proceso para mejorar los márgenes de operación. Las refinerías que no
inviertan en procesos de conversión profunda permanecerán con una baja competitividad
y dejarán de ser rentables. La comparación de márgenes variables de refinación indica la
magnitud de la pérdida de competitividad por falta de infraestructura y tecnología en
refinerías, así como por su mantenimiento.
36
En 2007 el margen variable promedio de las refinerías del SNR se ubicó en 7.0
dólares por barril, mientras que el margen de una refinería reconfigurada alcanzó 14.2
dólares por barril, prácticamente el doble. Si todas las refinerías de México estuvieran
reconfiguradas, el rendimiento neto de Pemex Refinación hubiera aumentado en cerca de
38 mil millones de pesos en 2007.
Para capturar esos beneficios se requiere, en primera instancia, incrementar la
confiabilidad de las instalaciones y alcanzar estándares de desempeño similares a los de
las mejores empresas del mundo.
En paralelo, son indispensables inversiones en cuatro líneas de acción: 1)
incrementar la capacidad de importación y fortalecer la infraestructura de
almacenamiento y distribución de productos; 2) reconfigurar las refinerías de Salamanca,
Tula y Salina Cruz, a fin de transformar la producción de residuales (combustóleo) en
productos de alto valor (gasolina y diesel); 3) adecuar la infraestructura de producción
para elaborar combustibles de ultra bajo azufre y reducir la emisión de óxidos de azufre a
la atmósfera; y, 4) construir nueva capacidad de refinación para reducir las importaciones
de gasolinas y la dependencia del exterior.
Hoy la organización enfrenta un reto mayor debido al crecimiento acumulado de
la demanda, que requiere no sólo las reconfiguraciones, sino capacidad adicional de
refinación. Sin embargo, se cuenta con recursos gerenciales similares a los que se tenían
hace una década, con un marco administrativo más rígido.
Retos en el desarrollo de infraestructura
Emprender la construcción de infraestructura que requiere el sistema de refinación, las
reconfiguraciones, el incremento de capacidad y la exigencia de producir combustibles
limpios, implica construir más de 80 plantas de manera simultánea, además de los frentes
de obra necesarios en los proyectos de infraestructura de distribución y almacenamiento,
que dichas plantas implican.
37
El desarrollo simultáneo de todos los proyectos antes señalados es una tarea
compleja. El reto es hacerlo todo al mismo tiempo. Para ello se requiere dotar a la
empresa de las herramientas que le permitan incrementar su capacidad de ejecución. Esto
es aún más complejo si se toma en consideración que, en el contexto actual de la
industria, se tiene que competir con el resto de los participantes en el mundo por la
adquisición de materias primas para la construcción, así como de la limitada capacidad de
ingeniería, construcción y fabricación de equipos en el mundo.
El costo de los proyectos de refinación ha aumentado entre 50% y 100% durante
los últimos cinco años. El mercado nacional no tiene la capacidad instalada para atender
estas necesidades, por lo que Pemex tendrá que competir en el exterior con otras
empresas petroleras por los equipos y capacidades necesarios para llevarlas a cabo. En un
mercado competido en el que hay muchas opciones, a las empresas de ingeniería y
construcción les resulta más riesgoso participar en licitaciones en México, debido a las
implicaciones legales que actualmente se derivan del marco regulatorio de obra pública y
suministros que aplica a Petróleos Mexicanos.
2.2 Premisas del proyecto
En Petróleos Mexicanos los estudios de evaluación de proyectos de inversión se elaboran
por los organismos subsidiarios, en función de las necesidades del mercado identificadas
como indispensables para el cumplimiento de su misión y sus objetivos estratégicos.
No obstante, el marco normativo institucional establece que para la planeación de
acciones y la adopción de decisiones de inversión, debe contarse con marcos de
referencia y procesos que permitan optimizar las actividades de cada organismo.
Asimismo, existen políticas y normatividad de aplicación general para todos los
organismos subsidiarios acerca de aspectos comunes a toda la empresa, que inciden en la
generación de la información para la toma de decisiones.
38
En ese contexto, la definición de los criterios macroeconómicos y normativos para
la evaluación y ejecución de proyectos de inversión corresponden al ámbito de
competencia del Corporativo de Petróleos Mexicanos. Específicamente, la Dirección
Corporativa de Finanzas genera la información oficial de las variables relevantes del
entorno macroeconómico, en congruencia con las perspectivas que emite la Secretaría de
Hacienda y Crédito Público (SHCP). Por su parte, la Secretaría de Energía (SENER)
realiza las estimaciones correspondientes al mercado energético, que sirven de base para
la previsión de las necesidades futuras de infraestructura; tal es el caso de la demanda
esperada de productos petrolíferos en el mediano plazo, los precios esperados de los
productos en los mercados de referencia, la tasa de descuento que debe utilizarse en la
evaluación de la rentabilidad de los proyectos (12%) y su vida útil (20 años).
La normatividad ambiental es otro aspecto determinante para el análisis de la
factibilidad técnica y económica de los proyectos de inversión a fin de aumentar o
modernizar la capacidad de refinación de crudo. El contenido de compuestos químicos
permitido en los combustibles, precursores de contaminación ambiental, influye
directamente en el perfil de los equipos e instalaciones necesarios para procesar el crudo.
De la misma manera, la posible localización geográfica de los nuevos centros de
refinación debe apegarse a las restricciones ambientales establecidas en la normatividad
local por los diferentes órdenes de gobierno.
Otras premisas fundamentales para el análisis económico de los proyectos de
inversión son: la localización de las posibles fuentes de materia prima (petróleo), la
calidad esperada de los crudos disponibles y la identificación de los mercados de
productos refinados con mayor crecimiento a futuro. Esas variables determinan la
infraestructura de distribución y almacenamiento requerida para apoyar las nuevas
instalaciones productivas, por lo que en este estudio también se consideran en la
evaluación del proyecto.
En esta fase de análisis del proyecto (pre factibilidad) los montos de inversión
pueden presentar variaciones importantes de +50% a -30% de los valores puntuales
39
estimados. A este tipo de estimaciones se les denomina de “Clase V” en la metodología
de evaluación de proyectos y son los que se consideran en este estudio.
2.2.1 Demanda esperada de petrolíferos
En esta sección se analizan las previsiones de la demanda de derivados del petróleo
durante el periodo 2007 – 2017,10 acordes con el Programa Sectorial de Energía y la
Prospectiva de Petrolíferos, 2007-2016 elaborados por SENER. En el periodo señalado,
se estima que la demanda total de petrolíferos aumentará a una tasa de 3.6% en promedio
anual, similar al crecimiento de la economía; sin embargo, este crecimiento no sería
homogéneo para todos los productos ni durante la década completa.
Gráfica 2.2.1.1
Las previsiones muestran que durante la primera parte de ese periodo la demanda
total aumentaría 4.2% por año, tasa superior al crecimiento esperado del PIB, mientras 10 Mercado de Hidrocarburos, 2008. Gerencia de Precios, Dirección Corporativa de Finanzas.
40
que en la segunda parte de la década 2012–2017, se estima que el crecimiento de la
demanda disminuiría a 3.0% anual en promedio, ritmo más cercano al crecimiento del
PIB. La dinámica específica de la demanda de cada producto tampoco sería homogénea,
ya que la de gasolinas, diesel y turbosina crecería a tasas más elevadas que el promedio
de los petrolíferos. En el caso de las gasolinas, el crecimiento promedio de la demanda
sería 3.9%, en promedio anual: 4.6% anual en el primer quinquenio y 3.2% en el
segundo.
Por tipo de gasolina, la demanda de Magna registraría un crecimiento elevado y
superior al promedio del total de gasolinas: aumentaría a una tasa de 4.9% anual entre
2007 y 2012 y de 3.2% en la segunda mitad de la década. Ello implicaría un volumen
total de 1.1 millones de barriles por día en 2017, nivel que superaría en casi 50% al
observado en 2007. En el caso de la demanda de diesel, se estima que su crecimiento
sería superior al de las gasolinas: 4.0% en promedio anual durante la década (5.1% anual
en los primeros cinco años de la década y 3% en los siguientes cinco).
Gráfica 2.2.1.2
41
Para el caso de la demanda de diesel automotriz, se estima un incremento de 5.5%
promedio anual en la primera mitad de la década y uno de 3% en la segunda. En el
transcurso de la década el volumen demandado de diesel sería, como en el caso de las
gasolinas, casi 50% superior al de 2007, para alcanzar 533 mil barriles diarios al final del
periodo.
En cuanto al combustóleo, se anticipa que su demanda experimentará
disminuciones aún más drásticas que las observadas durante la década pasada. Entre 2007
y 2017, el volumen demandado de este producto disminuiría en más de 100 mil barriles
por día, de los cuales más de tres cuartas partes corresponderían a un menor consumo de
la Comisión Federal de Electricidad y el resto a otros clientes. Se prevé que en la década
la demanda se reduzca 5.2%; durante la primera parte de la década se estima que este
comportamiento se mantenga estable, pero que se agudice en la etapa final del periodo
analizado, cuando la demanda del producto decrezca 19% anual.
Se estima que en 2017 la demanda de combustóleo sería de poco más de 150 mil
barriles por día, incluyendo el autoconsumo de Pemex, frente a 258 mil barriles en 2007,
lo cual reflejará el impacto de una normatividad ambiental que impondrá mayores
restricciones a la producción y consumo de combustibles industriales, lo que a su vez
obligará a sustituirlos por productos ambientalmente más limpios.
El gas natural, que continuaría sustituyendo al combustóleo, mostraría un
crecimiento promedio superior al del total de la demanda de petrolíferos. Entre 2007 y
2017, la demanda de gas natural aumentaría a una tasa promedio anual de 6.3%, lo que
implicaría un incremento de más de 80% en el periodo, de 3.1 a 5.7 miles de millones de
pies cúbicos diarios.
La mayor parte de la expansión de la demanda correspondería al sector eléctrico,
que crecería 8.3% en promedio anual en el mismo periodo. Ello supone que se intensifica
el proceso de sustitución de combustóleo por gas natural para la generación de la energía
eléctrica, en congruencia con el patrón observado durante la década anterior.
42
Las dinámicas diferenciadas del crecimiento del consumo de los diversos
petrolíferos durante la década de referencia generarán cambios sustanciales en la
estructura de la demanda de dichos productos. Por ejemplo, las gasolinas continuarían
representando la mayor parte de la demanda y su participación en el consumo total de
petrolíferos crecería de 50% a 52% entre 2007 y 2017.
De la demanda de gasolinas, el principal componente sería la Magna, que
concentraría 45% del total, tres puntos porcentuales más que la participación registrada
en 2007.
Gráfica 2.2.1.3
El segundo componente, por su importancia, es y seguiría siendo el diesel, que
mantendría relativamente estable su participación en el consumo total de petrolíferos
(aproximadamente 25%) y casi la totalidad correspondería a diesel de uso automotriz. Se
espera que la relación gasolinas/diesel durante el periodo 2008-2017 se mantenga igual
que en 2001-2007: un barril de diesel por cada 2.07 barriles de gasolinas.
43
Por su parte, la proporción de la demanda de combustóleo en el total de
petrolíferos disminuiría 10 puntos porcentuales, de 17% a 7%. Durante la próxima
década, como se anticipa en el Programa Sectorial de Energía, el sector eléctrico
mantendría las pautas de disminución de la demanda de combustóleo, a favor del gas
natural, lo que se reflejaría en una reducción de su participación en la demanda interna
total, de 16.9% a 8.9%.
Al igual que en el resto del mundo, la demanda de petrolíferos en México estará
determinada por el sector transporte; el futuro de las industrias nacional y mundial de
refinación dependerá de la dinámica de dicho sector, incluyendo las crecientes
restricciones que impondrá una normatividad ambiental más estricta y por la evolución de
la tecnología automotriz, que requerirá combustibles de mayor calidad.
2.2.2 Precios y márgenes de refinación
La política de precios de los productos y servicios que comercializan los organismos
subsidiarios de Petróleos Mexicanos está orientada a buscar una mayor competitividad en
los mercados relevantes y su objetivo es reflejar los costos de oportunidad
correspondientes. Los mecanismos de precios para los productos de Pemex se basan en
referencias de mercados competitivos, en particular, los de la costa norteamericana del
Golfo de México e incorporan ajustes por calidad, transporte y comercialización.
Por su parte, los precios interorganismos están diseñados de manera que eviten
subsidios cruzados y que induzcan a decisiones de operación e inversión adecuadas. Los
escenarios de precios para evaluar los proyectos de inversión los emite Pemex
Corporativo.
En relación con los precios de los productos petrolíferos, éstos se estiman en
función de los precios de los crudos y, fundamentalmente, del valor esperado del margen
44
de refinación en los mercados de referencia. El margen de refinación refleja las
condiciones esperadas de los balances oferta-demanda en los mercados relevantes.
Los márgenes de refinación estimados para el mediano y largo plazos se sitúan en
niveles superiores a los registrados en 1990-2004 y reflejan condiciones de mercado en
las que la demanda presiona hacia una mayor capacidad de producción. No obstante, se
anticipa que dichos márgenes serán inferiores a los observados en 2005-2008. Los
mercados de la industria de la construcción y de la fabricación de equipos también han
reaccionado a la mayor demanda, con lo que los precios se han ajustado al alza,
compensando los incrementos de los márgenes de esta industria.
Gráfica 2.2.2.1
Los participantes en la industria, con mayor capacidad de reacción ante ajustes de
los mercados, estarán en mejores condiciones para capturar los beneficios que resultan de
los desequilibrios en los mercados de energéticos. Los proyectos que se integran a la
producción, antes de una fase de costos de inversión altos, recuperan la inversión en
periodos más cortos.
45
El costo de los equipos ha aumentado a partir de 2002, a tasas superiores que
durante la década previa. Entre 2002 y 2007 el aumento de los costos ha sido 4.9% en
promedio anual; por tanto, la etapa de construcción de nueva infraestructura en Pemex
Refinación se desarrollará en un entorno de altos costos de inversión.
El pronóstico de precios utilizado en este estudio considera un periodo de
estabilización en niveles inferiores a los registrados durante los primeros meses de
200811. A continuación se presentan los principales precios y diferenciales utilizados:
Cuadro 2.2.2.2
2.2.3 Normatividad ambiental y seguridad industrial
Los proyectos de inversión se definen con el objetivo de contar con un desarrollo
económico sustentable de la industria. La normatividad de protección al medio ambiente
y seguridad industrial se incorpora al conjunto de información para la toma de decisiones 11 Mercado de Hidrocarburos, 2008. Gerencia de Precios, Dirección Corporativa de Finanzas.
46
en materia de proyectos de inversión. La industria de la refinación se rige por normas
ambientales que limitan los impactos a la atmósfera, agua y suelos derivados de las
emisiones de contaminantes a partir de los procesos de transformación y del uso de los
productos que elabora. Un proyecto debe cumplir estrictamente las normas de seguridad y
la normatividad vigentes; en el caso de la refinación, también se debe buscar minimizar el
consumo de agua para el proceso.
La Norma Oficial Mexicana NOM-085-ECOL-1994 condiciona la instalación de
fuentes fijas de emisiones a la atmósfera, al establecer los niveles máximos permisibles
de emisión de humos, partículas y compuestos químicos específicos. A la vez, delimita
geográficamente las localidades que, por sus características ambientales, tienen alguna
probabilidad de ser consideradas para la instalación de refinerías o complejos industriales
en general.
La Norma Oficial Mexicana NOM-EM-148-SEMARNAT-2006 establece las
especificaciones y requisitos para el proceso de recuperación de azufre de las corrientes
de gas amargo de las refinerías de petróleo, a fin de reducir las emisiones de SO2 y
mitigar sus impactos sobre la calidad del aire, la salud de las personas y los ecosistemas.
La eficiencia de recuperación de azufre de las refinerías debe ser mayor de 95%, a partir
del 1° de enero de 2010.
Adicionalmente, se cuenta con normatividad que determina la calidad de los
combustibles que se comercializan en el mercado de productos refinados del petróleo,
siendo de particular importancia las restricciones en el contenido de compuestos químicos
precursores de contaminación.
En relación con los productos petrolíferos, la NOM-086-SEMARNAT-SENER-
SCFI-2005 establece las especificaciones de los combustibles fósiles, cuyo objeto es
disminuir las emisiones a la atmósfera, buscando congruencia con las características de
los equipos y sistemas de combustión que los utilizan en fuentes fijas y en medios de
transporte. En particular, se requerirá suministrar combustibles de ultra bajo azufre. Las
47
gasolinas deberán contener 30 partes por millón (ppm) de azufre en promedio y 80 ppm
como máximo, y el diesel 15 ppm como máximo.
La limitación en el contenido de azufre de los combustibles incide en la
infraestructura necesaria para removerlo en los procesos de refinación de crudo, por lo
que la normatividad se hace relevante en los nuevos proyectos en la industria.
2.2.4 Disponibilidad de materia prima
El suministro de la demanda por petróleo crudo de Pemex Refinación ha estado
garantizado en su condición de cliente preferencial de Pemex Exploración y Producción
(PEP). Para el mediano y largo plazos, las expectativas de disponibilidad de crudos en el
mercado interno son favorables, ya que se espera que la oferta sea suficiente para
abastecer las refinerías del SNR. Asimismo, en la nueva infraestructura existe la
oportunidad de procesar los residuales que se producen en las refinerías existentes. Esto
incrementaría el tamaño del tren de coquización en una nueva refinería, lo que permitiría
aumentar la producción de destilados.
Como se establece en la Prospectiva de Petróleo Crudo 2007-2016, elaborada por
SENER, una de las metas de Pemex, bajo el escenario sobresaliente, es mantener la
producción de crudo en aproximadamente 3.0 millones de barriles por día de aceite y más
de 6.0 miles de millones de pies cúbicos por día de gas. Los nuevos desarrollos sugieren
un cambio importante de la oferta de aceite, que implicará aumentar la disponibilidad
relativa de crudos ligeros.
De acuerdo con estimaciones recientes de PEP,12 entre 2008 y 2017 la
disponibilidad de crudo pesado pasará de 1,950 a 1,342 mbd, , mientras que la
disponibilidad de crudo ligero y superligero aumentará de 1,044 a 1,740 mbd en el mismo
periodo.
12 Fuente: PEP. Cartera 2008_8.5 v 0.3A
48
Gráfica 2.2.4.1
Los proyectos de inversión para incrementar la capacidad de refinación y reducir
la oferta de residuales están orientados al consumo de crudos pesados, ya que se mejora
la rentabilidad operativa al procesar crudos de menor precio relativo y obtener productos
de alto valor agregado. Se estima que para 2017 el sistema actual reconfigurado requerirá
769 mbd de crudo pesado. En este sentido, es previsible que en el largo plazo la oferta de
crudo pesado sea suficiente para abastecer tanto los proyectos de reconfiguración de
refinerías faltantes como los proyectos de expansión de la capacidad de refinación. Este
estudio se desarrolló bajo el supuesto de disponibilidad de crudo tipo Maya.
2.2.5 Metodología
Con base en un modelo financiero, se determinan el valor presente neto y tasa interna de
retorno de proyectos alternativos de inversión. Los flujos de efectivo se calculan con el
Modelo de Optimización del Sistema Nacional de Refinación, cuya función objetivo es
49
minimizar el costo nacional de suministro. Con dicho modelo, se evaluó cada uno de los
escenarios que se presentan a continuación.
El modelo está construido sobre una plataforma PIMS, que es un “software” de
uso generalizado en la industria de la refinación de petróleo. En él se modelan las seis
refinerías del SNR, las plantas de proceso en forma detallada y el sistema de distribución
incluyendo oleductos, gasoductos, poliductos, transporte marítimo y terrestre (autos
tanque y carros tanque). Asimismo, la simulación permite plantear casos hipotéticos entre
los que se puede incluir infraestructura adicional en nuevas refinerías, en las refinerías
existentes y en los sistemas de transporte de productos petrolíferos, en el contexto de un
mercado de monopolio restringido y con precios de referencia internacionales.
En el marco de este modelo se plantea un caso base, en el que se analizan las
operaciones que se realizan en el SNR bajo las condiciones de infraestructura actuales.
Los resultados muestran la optimización del sistema, minimizando el costo de suministro.
Esta situación se contrasta con un escenario hipotético en el que se incorpora capacidad
productiva adicional, previamente modelada. Los resultados del modelo muestran la
capacidad adicional óptima requerida por tipo de proceso, el nivel de proceso de crudo y
la producción adicional asociada a las nuevas plantas, además de la optimización del
suministro.
Los costos de suministro se calculan para el caso base y para el caso hipotético
con la nueva infraestructura. El diferencial de estos costos representa el flujo de efectivo
que generaría el proyecto y que debería ser suficiente para amortizar la inversión y los
gastos de operación, generando rendimientos al menos iguales que el costo de
oportunidad de los recursos invertidos. Como se señaló, la evaluación económica
considera una tasa de descuento de 12% y un horizonte de recuperación de la inversión de
20 años. Se estima el flujo de efectivo de acuerdo con el crecimiento esperado de la
demanda y los pronósticos de precios en el mercado internacional.
50
Gráfica 2.2.5.1
2.2.6 Logística e infraestructura requerida para el caso base
En este apartado se plantean los requerimientos de infraestructura en el caso de no llevar
a cabo el proyecto de construcción de una nueva refinería (caso base). A la fecha, la
capacidad del sistema de distribución está llegando a su límite. Como se ha señalado, se
está importando un volumen sustancial de gasolinas, principalmente por el Golfo de
México y la capacidad de los ductos que abastecen la zona centro se sitúa en su nivel
máximo, registrándose importantes movimientos de productos por autos tanque desde
Ciudad Madero en el Golfo de México y desde Manzanillo en la costa del Pacífico.
De continuar la tendencia del crecimiento de destilados en el país y no contar con
incrementos de capacidad de refinación, se hará necesario fortalecer la capacidad de
importación de gasolinas y de diesel, lo cual se considera en el caso base. Para ello se
requerirá, además de infraestructura para el almacenamiento e internación de productos,
51
garantizar el suministro de producto a través del establecimiento de contratos de largo
plazo. El resultado de la optimización señala como requerimiento la construcción de
ductos desde Tuxpan, o algún otro sitio ubicado en el Golfo de México, hacia el centro
del país; el descuellamiento de los ductos existentes y la construcción de terminales en
algunos puntos estratégicos.
En el caso base (sin nueva refinería), que considera la operación de los proyectos
de reconfiguración de las refinerías de Minatitlán y Salamanca, el proyecto de calidad de
combustibles y el proyecto de ampliación del sistema de transporte Tuxpan-México, se
llevó a cabo un análisis de la infraestructura complementaria de distribución requerida. A
continuación se muestra la infraestructura de transporte por ducto que se requeriría para
abastecer la demanda, fundamentalmente en el centro y occidente del país:
Gráfica 2.2.6.1
52
Cuadro 2.2.6.2
La mayoría de estos proyectos deberán de construirse. Sin embargo, algunos de
ellos podrían modificarse en función de los sitios elegidos para la construcción de
expansión de capacidad.
2.2.7 Selección de tecnología para una nueva refinería
Durante la última década, la evolución de los mercados de refinados en el mundo se ha
orientado a productos con elevadas especificaciones de calidad, lo que ha obligado a los
refinadores a incrementar la complejidad de los procesos en las refinerías existentes. Los
equipos de proceso en una refinería se han incrementado en capacidad y número para
estar en condiciones de competir en los mercados de energéticos, cada vez más
especializados.
Adicionalmente, las características de los tipos de crudos cuya oferta se ha
incrementado en años recientes han inducido la instalación de procesos de refinación con
53
condiciones de operación más severas. La complejidad en la configuración de una
refinería está relacionada básicamente con los tipos de plantas de que dispone para la
transformación del crudo:
• La configuración Hydroskiming (HSK) considera plantas de destilación
combinada y reformación catalítica; incluye también unidades de
hidrotratamiento para gasolina y diesel.
• La configuración FCC se caracteriza por disponer de plantas de destilación
primaria, reformación catalítica, alquilación y desintegración catalítica.
• Una configuración compleja, tiene como base la configuración FCC más
una planta de fondo de barril, que transforma los residuales incrementando
la producción de gasóleos que se transformarán en gasolinas y diesel, lo
cual reditúa en un mayor rendimiento de destilados.
Gráfica 2.2.7.1
A continuación se indican las ventajas y desventajas de las tecnologías para la
destrucción de residuales en una refinería:
54
Cuadro 2.2.7.2
Fuente: análisis Pemex Refinación con base en estudio de consultoría de ingeniería de procesos elaborado por KBC
Advanced Technologies para Pemex Refinación, marzo 2007.
Se llevó a cabo un análisis cualitativo de estas tecnologías de acuerdo con los
siguientes criterios:
• Tecnología probada - Aceptada y de uso común en la industria de
refinación.
• Rendimientos – Rendimiento volumétrico de productos deseados.
• Confiabilidad – Facilidad de operación.
• Costo – costos de capital y costos de operación.
55
Cuadro 2.2.7.3
Los resultados de la evaluación cualitativa indican que la mejor alternativa es una
configuración compleja con coquizadora retardada, ya que permite destruir los residuales
de crudos pesados, su tecnología está ampliamente probada a escala industrial y es
confiable y de menor costo relativo.
En la siguiente gráfica se observa una diferencia de hasta ocho dólares por barril
en el margen de refinación al procesar el mismo tipo de crudo en configuraciones
diferentes. La configuración de coquización es más rentable que la de conversión
catalítica (FCC), aún en los casos en que se procesan crudos medios o se incorporan
proyectos de cogeneración con residuales. A medida que se procesen crudos más pesados
en una coquizadota, se incrementa la inversión y la rentabilidad.
56
Gráfica 2.2.7.4
De acuerdo con los análisis anteriores, se seleccionó la configuración de
coquización para el proyecto. Es una tecnología probada mundialmente, de menores
costos de inversión comparada con otras alternativas y con los mejores índices de
rentabilidad. Es un proceso que permite obtener productos de alta calidad a partir de
materia prima relativamente barata y en Pemex se cuenta con experiencia para su
operación (refinerías de Cadereyta y Madero).
Debe señalarse que se está analizando la integración de procesos de hidrocraqueo
a esta configuración y la posibilidad de aprovechar otras corrientes de productos, que
provienen de otras refinerías del SNR, como residuo de vacío y diesel amargo.
57
2.2.8 Determinación del tamaño óptimo para una nueva refinería
Determinar la capacidad de procesamiento óptima de crudo en nuevas instalaciones
depende, principalmente, de los costos de inversión en los equipos de proceso y del
tamaño del mercado relevante de combustibles. De acuerdo con estas variables, el
proyecto de una nueva refinería se orientaría a capturar economías de escala derivadas de
tamaños de planta de gran capacidad, asociadas a la operación de trenes que permitan
mantener un nivel de operación aceptable y que garanticen el suministro de energéticos al
menor costo posible; reducir el tamaño de las plantas puede hacer inviable
económicamente el proyecto.
La siguiente gráfica muestra la variación en la rentabilidad del proyecto al
modificar el tamaño de planta. Al aumentar la escala de 150 a 300 mbd se observa un
incremento en el valor presente neto (VPN) de 1,797 millones de dólares, lo que señala
que las refinerías con tamaños de planta de mayor escala son más rentables.
Gráfica 2.2.8.1
58
En años recientes, en la industria a nivel mundial se han construido plantas de
gran capacidad, con instalaciones de destilación de aproximadamente 270 mbd de
proceso de crudo por tren. El tamaño máximo lo determina el diámetro de la torre de
vacío que se pueda construir y transportar.
En la misma gráfica se observa que el mayor valor se genera cuando se
incrementa la capacidad de proceso hasta 600 mbd, en dos trenes de refinación. La
primera etapa del estudio ha permitido concluir que los niveles de capacidad que ofrecen
mejores resultados económicos se ubican entre 250 mbd y 300 mbd de destilación de
crudo en un tren de refinación, con la posibilidad de incrementar el beneficio al construir
un segundo tren de la misma escala, obteniendo un valor presente incremental de entre
1,028 y 1,172 millones de dólares. Asimismo, destaca que una tercera refinería de la
misma escala ya no genera valor adicional, sino que lo destruye. Esto indica que no existe
suficiente mercado para una tercera refinería en un período de 20 años y que se tendría
que aplazar su construcción hasta que obtenga la rentabilidad adecuada.
Además, el tamaño del mercado incide en la determinación del tamaño óptimo de
las instalaciones. En el caso de México, las condiciones monopólicas permiten hacer un
análisis sobre el total de las ventas internas esperadas. En este sentido, se considera
deseable un incremento eventual en la capacidad de refinación de 600 mbd en dos trenes
de refinación. El primer tren, que es objeto de este estudio, debe seleccionarse en función
de la rentabilidad que aporta, garantizando que su construcción y operación en el sitio
seleccionado no represente riesgos hacia la población y su entorno que no puedan ser
mitigados.
Este estudio se refiere al primer tren, con capacidad de 300 mbd de crudo tipo
Maya, ya que es el que aporta mayor valor presente neto (de casi $1,900 millones de
dólares).
Una vez que se determine el tamaño y configuración del primer tren de refinación,
pueden iniciarse los estudios para definir el segundo tren. De acuerdo con los análisis
59
realizados hasta el momento, existen ventajas en el costo de suministro al localizar el
segundo tren de refinación en una ubicación diferente, lo que sólo se podrá confirmar al
avanzar en la precisión del primer tren.
En el siguiente capítulo se describe el proyecto, considerando una nueva refinería
con una configuración de coquización que procesa 300 mbd de crudo tipo Maya en un
solo tren.
60
61
3. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
El caso de negocio que se analiza busca definir las características del proyecto de
ampliación de la capacidad de proceso del SNR. Las definiciones más importantes en esta
etapa del proyecto son: la configuración tecnológica del nuevo centro industrial; la
materia prima disponible; la capacidad de las principales plantas de proceso; el análisis de
la ubicación, considerando la infraestructura requerida para el suministro de la materia
prima y para la distribución de productos; la identificación de los riesgos a la población y
al medio ambiente; y la inversión requerida para el proyecto.
3.1 Configuración y tipo de crudo
El proyecto considera procesar crudo tipo Maya en una configuración de coquización
que, de acuerdo con el análisis presentado en la sección anterior, es la tecnología más
adecuada para maximizar la rentabilidad. En la siguiente gráfica se presenta un esquema
simplificado del proceso y la capacidad de las principales plantas.
Gráfica 3.1.1
62
Los crudos se alimentan a la planta combinada, mediante la cual se obtienen
naftas, turbosina, queroseno, diesel, gasóleo pesado atmosférico y residuo de vacío; el gas
obtenido se envía a la planta de tratamiento con dietanolamina, (DEA) y, posteriormente,
a fraccionamiento para obtener gas combustible (LPG y nafta).
Las naftas primarias se envían a hidrotratamiento para eliminar el azufre presente
en dicha corriente y posteriormente, se alimentan a la planta de reformación para
incrementar el número de octano. El reformado libre de azufre se envía al mezclado de
gasolinas, cuidando que se cumpla con la especificación de combustibles de ultra bajo
azufre.
El queroseno y el diesel se envían a la planta de hidrotratamiento de destilados
intermedios, para eliminar el azufre de las corrientes y garantizar la producción de
combustibles de ultra bajo azufre.
El residuo de vacío se envía a la planta de coquización retardada, donde se
producen naftas, gasóleos y coque de petróleo. La nafta de coquizadora se hidrotrata en
otra planta, dado que no pueden ser procesadas en las hidrodesulfuradoras de naftas
convencionales, debido a su alto contenido de sílice y olefinas. Una vez eliminado el
silicio, saturadas las olefinas y reducido el contenido de azufre en esta corriente, se
enviará al “pool” de naftas para su reformación.
Los gasóleos procedentes de la coquizadora, junto con gasóleos pesados de vacío,
se envían a la hidrotratadora de gasóleos; de esta planta también se obtiene una corriente
de diesel.
Los gasóleos hidrotratados se alimentan a las plantas catalíticas, donde se obtiene
gasolina catalítica de alto octano, olefinas y aceite cíclico ligero y pesado. Las gasolinas
catalíticas, antes de ser enviadas a la formulación de gasolinas terminadas y con el
propósito de cumplir con las especificaciones de azufre, se someten a un proceso más
severo de hidrodesulfuración.
63
Las olefinas y las mezclas de propano-propileno y butanos-butilenos se alimentan
a las plantas fraccionadoras de propano y propileno y a la planta de alquilación,
respectivamente; el alquilado producido (de alto valor) se envía al mezclado de gasolinas
para mejorar las especificaciones de éstas. El aceite cíclico se hidrotrata y se emplea en
la elaboración de diesel. El coque de petróleo producido se almacena para su posterior
comercialización.
En la gráfica siguiente se muestra la distribución general de las principales plantas
de proceso de la nueva refinería para una capacidad de 300 mbd. El área requerida es de
aproximadamente 500 hectáreas, considerando plantas de proceso, servicios principales
(vapor, electricidad y agua de enfriamiento), laboratorios, talleres de mantenimiento,
oficinas administrativas, área de almacenamiento tanto de materia prima como de
productos terminados y área de amortiguamiento.
64
Gráfica 3.1.2
Nueva refinería: plano de localización general de plantas
65
3.2 Volumen esperado
La nueva refinería produciría aproximadamente 142 mbd de gasolinas y 82 mbd de
diesel; asimismo, se obtendrían 12 mbd de turbosina. Todos los productos destilados
serían de ultra bajo azufre. Se tiene previsto que en el esquema propuesto no se
produzcan combustóleo ni asfalto. La estructura de la producción se presenta en el
siguiente cuadro:
Cuadro 3.2.1 Proceso y producción de la nueva refinería 1
(miles de barriles diarios)
Volumen esperado Proceso de crudo Crudo Maya (Porcentaje)
300 100
Producción
Gas licuado 10
Propileno 2
Gasolinas 142
Diesel 82
Turbosina 12
Combustóleo -
Asfaltos -
Coque (ton/día) 6,300
Azufre (ton/día) 900 1 Considera producción del crudo.
Fuente: Elaboración propia, Pemex Refinación.
3.3 Inversión y gastos de operación
En esta etapa de definición del caso de negocio, el estimado de costo de inversión en la
nueva refinería se considera Clase V, con variaciones de costos entre +50%/-30% a
precios del primer trimestre de 2008. Para incrementar la precisión del estimado, se
deberán realizar estudios de preinversión e ingenierías básicas. Bajo esas
66
consideraciones, el costo total del proyecto para la infraestructura productiva sería de
8,171 MMUSD.
Cuadro 3.3.1
El costo de inversión está integrado por el correspondiente a plantas de proceso y
su instalación dentro del límite de baterías (ISBL, por sus siglas en inglés), el “costo fuera
de límite de baterías” (OSBL, por sus siglas en inglés) que considera la integración entre
plantas, los servicios auxiliares, tanquería para almacenamiento y el acondicionamiento
de sitio. Además, se incluyen otros costos por contingencias, administración, ingenierías
básica y extendida, pago de regalías, catalizadores y pago de intereses.
Cabe señalar que el costo en plantas de proceso supone el máximo tamaño de
planta factible, de manera que se aprovechen las economías de escala de plantas grandes,
con el consecuente ahorro en el gasto de inversión.
67
Respecto al estimado de costo para los servicios auxiliares, se ha previsto el
equivalente a 14% del total de los costos de plantas de proceso (ISBL). Este costo supone
la construcción de turbogeneradores, calderas, torres de enfriamiento y tratamiento de
efluentes entre los principales conceptos.
En cuanto a los costos de operación se han considerado los siguientes conceptos:
supervisión y mano de obra, costos fijos directos, mantenimiento, gastos generales,
servicios auxiliares, e impuestos y seguros.
Se supuso que los costos de operación serían equivalentes a 3% de la inversión
dentro de límites de batería durante los primeros diez años de operación y de 4% en los
siguientes diez años.
Se consideró que el número de trabajadores que operarán la nueva refinería será
entre 1,000 y 1,400, acorde a estándares internacionales (PADD 3 de Estados Unidos de
Norteamérica)13.
3.4 Ubicaciones potenciales
La selección de sitios se llevó a cabo considerando como criterios básicos la cercanía a
los centros con mayor demanda de combustibles automotrices e industriales y el acceso al
suministro de materia prima.
La zona que presenta el desbalance de combustibles más severo es la centro-
occidente, cuyos puntos de oferta corresponden a las refinerías de Tula y Salamanca, con
apoyo de Salina Cruz. En total, la región presenta un déficit de gasolinas de 65%, de
diesel de 47% y de turbosina de 17%. Al considerar el apoyo de Salina Cruz, el déficit
total de destilados en términos volumétricos es del orden de 240 mbd.
13 Fuente: “Fuels Refinery Performance Analysis” de Solomon Associates 2006, North and South American.
68
La región norte tiene un superávit de producción de diesel de 22%, mientras que
en gasolinas se tiene un déficit de 30%.
En contraste, la región sur presenta un superávit de 41% en promedio en todos los
destilados. Se espera que la oferta sea mayor, una vez que se concluya la reconfiguración
de la refinería de Minatitlán.
Se tiene previsto que el crecimiento de la demanda en los próximos años agrave
los desequilibrios entre la oferta y la demanda, afectando principalmente la región centro-
occidente.
En ese contexto, se llevó a cabo un análisis preliminar de la infraestructura
requerida en cada una de esas regiones, con el propósito de cuantificar el monto de
inversión necesario para que las instalaciones pudieran operar, haciendo compatible la
infraestructura adicional definida para el caso base.
Las ubicaciones potenciales para la localización de las nuevas instalaciones de
refinación son las siguientes:
• Cadereyta, Nuevo León
• Campeche, Campeche
• Dos Bocas, Tabasco
• La Cangrejera/Minatitlán, Veracruz
• Lázaro Cárdenas, Michoacán
• Manzanillo, Colima
• Salina Cruz, Oaxaca
• Tula, Hidalgo
• Tuxpan, Veracruz
No se consideró Salamanca por restricciones de espacio y baja capacidad de
dispersión de contaminantes en la cuenca.
69
3.4.1 Logística e inversiones en infraestructura
En esta primera etapa del análisis, se han identificado las ventajas y desventajas
comparativas de las regiones probables para la construcción de las instalaciones de una
nueva refinería.
Cadereyta, Nuevo León
Cadereyta tiene como principal ventaja para el proyecto la cercanía a un mercado en
crecimiento y su cercanía con la frontera norte del país. Para darle funcionalidad a una
refinería en este sitio, habría que construir poliductos para distribuir productos a la zona
centro-occidente del país y un nuevo oleoducto desde Nuevo Teapa o de la región de
Chicontepec. La inversión requerida para esta infraestructura sería superior a $2,500
millones de dólares.
Gráfica 3.4.1.1
70
Campeche, Campeche
La región de Campeche tiene como ventaja principal la cercanía a la materia prima
(crudos pesados y extrapesados). Además, desde esta ubicación podría abastecerse la
demanda de la Península de Yucatán y conferir mayor flexibilidad al sistema.
Por el lado de las desventajas, destaca que la demanda regional es relativamente
baja, por lo que la producción de destilados tendría que ser enviada a la zona centro-
occidente del país. Debido a que no se cuenta con infraestructura para transporte y
almacenamiento, ni de crudo ni de productos refinados, se tendría que construir esta
infraestructura. Se estima que la inversión requerida para estas instalaciones ascendería a
más de $1,500 millones de dólares, según se detalla a continuación.
Gráfica 3.4.1.2
71
Dos Bocas, Tabasco
En la región de Dos Bocas, municipio de Paraíso, destaca como ventaja fundamental la
cercanía al punto de producción de crudos pesados y extrapesados. Sin embargo, al igual
que Campeche, esta localización no dispone de infraestructura para el almacenamiento y
transporte de productos refinados a la zona centro-occidente del país. Se estima un monto
de inversión de poco más de $1,100 millones de dólares.
Gráfica 3.4.1.3
Minatitlán, Veracruz
Minatitlán, constituye un caso similar al anterior, ya que existe una red de distribución de
crudo, y podrían aprovecharse algunas sinergias con los complejos ya instalados en la
región; no obstante, la capacidad de transporte para productos refinados por ducto desde
ese sitio se encuentra saturada.
72
El sitio que hoy ocupa el complejo de la Cangrejera cuenta con algunas áreas
disponibles que no son suficientes para la construcción de un tren de refinación de la
escala prevista. Asimismo, la zona de Cangrejera – Coatzacoalcos es un área que cuenta
con un ordenamiento urbano que limita la incorporación de nueva industria por capacidad
de la cuenca atmosférica. Se estima un requerimiento de inversión para infraestructura de
distribución del orden de $1, 300 millones de dólares.
Gráfica 3.4.1.4
Lázaro Cárdenas, Michoacán
Lázaro Cárdenas, a pesar de ubicarse lejos de los puntos de distribución de materia prima,
se encuentra cerca de la zona centro-occidente del país. La selección de este sitio
permitiría diversificar la distribución de productos y aumentar la flexibilidad del sistema
de suministro. Cuenta con disponibilidad de gas natural y energía eléctrica. Se estima un
requerimiento de inversión de aproximadamente $1,600 millones de dólares.
73
Gráfica 3.4.1.5
Manzanillo, Colima
El puerto de Manzanillo, tiene como ventaja la cercanía a la región occidente del país. Se
puede suministrar crudo vía marítima, a través del puerto de Salina Cruz. Dado que no
existe espacio suficiente para ampliación de la terminal marítima actual, se tendría que
construir una nueva terminal cerca de los muelles existentes, aproximadamente a 20
kilómetros de distancia. Se cuenta con facilidades de suministro de gas natural y energía
eléctrica. Se tiene un estimado de inversión de $1,000 millones de dólares para esa
infraestructura.
74
Gráfica 3.4.1.6
Salina Cruz, Oaxaca
En Salina Cruz, sería posible aprovechar la infraestructura existente de oleoductos e
instalaciones porturarias. Los productos se enviarían a la zona centro-occidente utilizando
transporte marítimo y la construcción de un poliducto de Manzanillo a Guadalajara. Se
estima una inversión en infraestructura del orden de los $900 millones de dólares.
75
Gráfica 3.4.1.7
Tula, Hidalgo
La región de Tula es el sitio más cercano a los grandes centros consumidores de gasolinas
y destilados y cuenta con facilidades para el suministro de gas natural. Se requeriría la
construcción de un oleoducto desde Nuevo Teapa o de la región de Chicontepec, y
descuellamiento de poliductos en la zona centro. Se estima un monto de inversión de
aproximadamente $850 millones de dólares.
76
Gráfica 3.4.1.8
Tuxpan, Veracruz
En Tuxpan, se localiza la terminal marítima por donde se realiza actualmente la mayor
parte de las operaciones de importación de petrolíferos. Esta infraestructura y los
poliductos a la zona centro serían utilizables en el caso de construir una nueva refinería
en este sitio. Al igual que en el caso de Tula, se tendría que construir un oleoducto desde
Nuevo Teapa o de la región de Chicontepec. Se cuenta con acceso al suministro de gas
natural. Se estima un monto de inversión del orden de los $640 millones de dólares.
77
Gráfica 3.4.1.9
3.4.2 Criterios ambientales y sociales
El análisis de localización para un nuevo tren de refinación debe incorporar criterios
relacionados con riesgos ambientales y sociales. Está en proceso un análisis detallado de
prefactibilidad para determinar los sitios que presentan menores riesgos para la
construcción y operación de las nuevas instalaciones. A fin de analizar esos riesgos, se
consideran los estándares internacionales y guías de desempeño establecidos por la
Corporación Financiera Internacional, (IFC, por sus siglas en inglés). Dichos estándares
consideran:
• Evitar, minimizar o compensar por cualquier impacto permanente en los
recursos ambientales críticos
• Mejorar parámetros ambientales y socio-económicos (de sustentabilidad).
78
• Optimizar oportunidades potenciales para el desarrollo económico y
humano.
• Prevenir impactos a la salud humana.
• Maximizar la aceptabilidad social del proyecto.
• Hacer más eficientes los procesos de obtención de permisos regulatorios.
En congruencia con estos estándares se desarrollaron, de manera preliminar y que
se perfeccionarán en el análisis de pre factibilidad, los criterios y la metodología para
evaluar las alternativas de localización del proyecto14. Esos criterios se describen a
continuación.
Criterios ambientales
Los criterios ambientales están enfocados al análisis integral sobre el sistema
físico-natural a escala regional. El análisis considera el impacto --durante la preparación,
construcción, operación-mantenimiento y abandono de la ubicación-- de un proyecto de
desarrollo tanto en aire, tierra y agua como en la biodiversidad de la región. Además, se
analiza el riesgo existente por condiciones climáticas, sismos y cambio climático
(huracanes e inundaciones).
Cuadro 3.4.2.1 Criterios ambientales
Criterio Factores Riesgo geológico Sismicidad Topografía Orografía / relieve
Corrientes costeras Oleaje y marea Oceanografía Batimetría y morfología costera Temperatura Precipitación Corrientes de viento
Condiciones climáticas
Dispersión de contaminantes atmosféricos Calidad del agua
Agua Disponibilidad de agua fresca, salada, negra o tratada
14 Con apoyo de una empresa de consultoría especializada en temas ambientales.
79
Criterio Factores Calidad del aire Potencial saturación de cuenca atmosférica Aire Vulnerabilidad e impacto a la población
Uso de suelo Ordenamiento ecológico y territorial Gases de efecto invernadero
Cambio climático Riesgo de inundaciones Flora y fauna terrestre Especies críticas Áreas protegidas Rutas migratorias
Biodiversidad terrestre
Corredores biológicos Flora y fauna acuática Especies críticas Área natural acuática protegida
Biodiversidad acuática
Rutas migratorias
Criterios sociales
El entorno socioeconómico está constituido por un conjunto de factores relacionados
entre sí, frente a las cuales no se puede ejercer influencia significativa; por ejemplo,
crecimiento económico, poblacional, salud y educación, entre otros. Dicho entorno
introduce un grado importante de incertidumbre y complejidad en el desarrollo y
ejecución del proyecto.
Este entorno está constituido por dos tipos de subespacios:
• Local; es el espacio territorial del municipio. Se refiere a las fuerzas que
operan en el entorno más inmediato a la localización del proyecto; es
decir, el análisis de la población, instituciones, empresas y organizaciones
que conforman el conjunto de entes económicos y sociales del municipio
seleccionado.
• El regional, es el espacio territorial del área de influencia que corresponde
a un radio de 50 km. Se circunscribe al análisis de las variables que se
verán influenciadas por la puesta en marcha del nuevo proyecto. Este
concepto tiene su base en la teoría de lugares centrales. Considera la
80
distribución y jerarquización de los lugares centrales en un espacio
isotrópico.
Los factores socioeconómicos son los componentes base que definen el análisis
del entorno espacial, considerando aspectos relacionados con la demografía, las
actividades económicas, políticas, sociales y culturales, así como el equipamiento. Dichos
factores permiten una caracterización más inmediata del interactuar de los entes
económicos sobre el territorio donde habitan.
Cuadro 3.4.2.2 Criterios sociales
Criterio Factores Población
Demografía base local Densidad Poblacional Población
Demografía base regional Densidad Poblacional Relación Hombre / Mujer
Composición demográfica Edad Mediana Grupos Indígenas o de habla Indígena
Grupos vulnerables Grupos Marginados Población Económicamente Activa Índice de Desempleo Mano de obra (construcción y operación) Remuneraciones Inmigración
Patrones de migración Emigración Calidad de la Vivienda
Vivienda y servicios Acciones de Fomento a la Vivienda Unidades Económicas Personal Ocupado Total Consumo intermedio
Giros empresariales y tendencias comerciales
Formación Bruta de Capital Fijo. Hábitat Equipamiento Urbano Organización social Tipo y presencia
Salud Educación Empleo Marginación Ingreso
Desarrollo humano
Grado de Desarrollo Humano Calida de Vida Educación Desarrollo humano regional Ingreso Educación Bienestar del entorno regional Salud
81
Criterio Factores Ocupación Vivienda Servicios a la vivienda Condiciones de la vivienda Ocupación Marginación regional Educación Apoyo al sector industrial
Impulso al desarrollo industrial Índice de corrupción y buen gobierno
Gestión y riesgo de la industria Petrolera Sitios Arqueológicos
Propiedad cultural Turismo Ejidos legalizados
Tenencia de la tierra Ejidos en tramite
Una vez que se identifican los factores críticos que podrían poner en riesgo la
sustentabilidad del proyecto, se deben buscar medidas que mitiguen tales condiciones.
Asimismo, existen factores que implican que difícilmente se puedan tomar medidas para
mitigar dichos riesgos; por ejemplo, vestigios arqueológicos, áreas naturales protegidas y
zonas turísticas.
En general, las ubicaciones probables para la nueva refinería tienen rangos de
riesgo ambiental y social medio a medio alto. Se encuentra en desarrollo el análisis de
aquellos factores particulares que presentan riesgos muy altos, a fin de verificar la
factibilidad de mitigarlos. Se dispondría de esa información en el estudio de impacto
socio-ambiental para las ubicaciones potenciales.
3.5 Rentabilidad esperada del proyecto
Como se ha señalado, la selección de sitios se basó fundamentalmente en criterios
económicos, considerando variables como el mercado objetivo, el suministro de materia
prima, la distribución de productos y la infraestructura existente. De acuerdo con lo
anterior, se procedió al cálculo de la rentabilidad, considerando un tren de 300 mbd con
capacidad de proceso para crudo tipo Maya, con una configuración de coquización para
cada uno de los sitios seleccionados.
82
Gráfica 3.5.1
De acuerdo con la evaluación individual, todos los sitios presentan una
rentabilidad aceptable (mayor a 12%), salvo el caso de Cadereyta. Esta ubicación se
encuentra alejada de la zona de mayor déficit y consumo de petrolíferos (zona centro-
occidente) y de las regiones productoras de crudo. En este sentido, los sitios que
presentan mayor rentabilidad son los que se ubican cerca de los mercados de mayor
tamaño y/o de la materia prima.
83
4. PROYECCIÓN DEL IMPACTO
4.1 Política energética
El Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012 (PND) establece cinco ejes de política pública
para los cuales se definen acciones transversales que comprenden los ámbitos económico,
social, político y ambiental, y conforman un proyecto integral dentro del cual cada acción
específica contribuye a crear las condiciones para impulsar el cumplimiento de los
objetivos nacionales.
El PND asume como premisa básica la búsqueda del desarrollo humano
sustentable, motor de la transformación de México en el largo plazo; esto es, del proceso
permanente de ampliación de capacidades y libertades que permita a todos los mexicanos
tener una vida digna, sin comprometer el patrimonio de las generaciones futuras.
Los cinco ejes rectores, que definen las prioridades gubernamentales para este
periodo, son:
� Estado de derecho y seguridad.
� Economía competitiva y generadora de empleos.
� Igualdad de oportunidades.
� Sustentabilidad ambiental.
� Democracia efectiva y política exterior responsable.
En este contexto, el objetivo 15 del PND, vinculado con el sector energético, es
“Asegurar un suministro confiable, de calidad y a precios competitivos de los insumos
energéticos que demandan los consumidores.”
Como parte de este objetivo, el PND complementa y especifica: “El sector de
hidrocarburos deberá garantizar que se suministre a la economía el petróleo crudo, el
84
gas natural y los productos derivados que requiere el país, a precios competitivos,
minimizando el impacto al medio ambiente y con estándares de calidad internacionales.”
Las estrategias que se establecen como medios para lograr el cumplimiento del
objetivo enunciado son las siguientes:
� Fortalecer las atribuciones rectoras del Estado sobre las reservas y la
administración óptima de los recursos, procurando equilibrar la extracción de
hidrocarburos y la incorporación de reservas, a fin de garantizar que las
generaciones futuras de mexicanos gocen de los beneficios de la riqueza del
subsuelo nacional.
� Fortalecer la exploración y producción de crudo y gas, la modernización y
ampliación de la capacidad de refinación, el incremento en la capacidad de
almacenamiento, suministro y transporte, y el desarrollo de plantas
procesadoras de productos derivados y gas.
� Fomentar mecanismos de cooperación para la ejecución de proyectos de
infraestructura energética de alta tecnología, así como promover proyectos
de investigación y desarrollo tecnológico que aporten las mejores soluciones
a los retos que enfrenta el sector.
� Revisar el marco jurídico para hacer de éste un instrumento de desarrollo del
sector, fortaleciendo a Petróleos Mexicanos y promoviendo mejores
condiciones de competencia en aquéllas áreas en las que, por sus
características, se incorpore inversión complementaria.
� Adoptar las mejores prácticas de gobierno corporativo y atender las áreas de
oportunidad de mejora operativa.
� Fortalecer las tareas de mantenimiento, así como las medidas de seguridad y
de mitigación del impacto ambiental.
� Modernizar y ampliar la capacidad de refinación, en especial de crudos
pesados.
85
A partir de los lineamientos del PND, y sobre la base del reconocimiento del
papel de la energía como factor detonante del crecimiento económico, el Programa
Sectorial de Energía 2007 – 2012 establece la visión del Sector Energía al año 2030:
• Cuenta con políticas públicas y un marco fiscal, laboral y regulatorio, que
permite contar con una oferta diversificada, suficiente, continua, de alta
calidad y a precios competitivos.
• Maximiza la renta energética.
• Asegura al mismo tiempo un desarrollo sostenible en términos
económicos, sociales y ambientales.
• Aprovecha las tecnologías disponibles y desarrolla sus propios recursos
tecnológicos y humanos.
• Promueve el desarrollo eficiente de mercados nacionales y la participación
en mercados internacionales, donde las empresas del Estado son
competitivas, eficientes financiera y operativamente, con capacidad de
autogestión y sujetas a rendición de cuentas.
Para el logro de esta visión de largo plazo, el Programa Sectorial de Energía
compromete los siguientes objetivos específicos y estrategias para el sector
hidrocarburos, las cuales involucran a Pemex Refinación, como parte de la industria
petrolera nacional:
Cuadro 4.1.1
Objetivos Estrategias
1.1
Garantizar la seguridad energética del país en materia de hidrocarburos.
1.1.1
1.1.2
1.1.3 1.1.4
Establecer un marco jurídico y desarrollar las herramientas que permitan al Estado fortalecer su papel como rector en el sector de hidrocarburos. Establecer mecanismos de supervisión e inspección que permitan el cumplimiento de metas y niveles de seguridad adecuados en el sector hidrocarburos. Impulsar el rediseño del marco jurídico para mejorar la eficiencia en el sector hidrocarburos. Establecer mecanismos de cooperación para la ejecución de proyectos
86
Objetivos Estrategias de infraestructura energética en toda la cadena de valor.
1.2
Fomentar la operación del sector hidrocarburos bajo
estándares internacionales de
eficiencia, transparencia y
rendición de cuentas.
1.2.1
1.2.2
1.2.3
1.2.4
Instrumentar mecanismos que permitan mejorar los sistemas y procesos de planeación, inversión, y control de Pemex, así como otorgarle una mayor flexibilidad operativa. Fortalecer la autonomía de gestión de Pemex, ligada a un esquema de metas y compromisos para los organismos subsidiarios y el corporativo, e instrumentar mecanismos que permitan una mayor rendición de cuentas y mejores prácticas de gobierno corporativo. Promover la investigación y el desarrollo tecnológico como medios para enfrentar los retos del sector hidrocarburos, tanto en el Instituto Mexicano del Petróleo, como con las instituciones de educación superior, a nivel nacional. Diseñar mecanismos para mejorar la seguridad de las instalaciones de Pemex.
1.3
Elevar la exploración, producción y
transformación de hidrocarburos de
manera sustentable
1.3.1
1.3.2
1.3.3
1.3.4
1.3.5
1.3.6
1.3.7
1.3.8
Incrementar las reservas de hidrocarburos del país. Establecer niveles de producción de petróleo crudo y de gas natural que permitan maximizar la renta petrolera a lo largo del tiempo. Promover el desarrollo de proyectos de exploración y producción de hidrocarburos en campos no convencionales y aquellos que impliquen retos importantes. Promover la recuperación y el aprovechamiento del gas asociado a los yacimientos de carbón mineral, con estándares de seguridad y protección al ambiente. Fomentar la participación de la inversión complementaria en los proyectos de infraestructura energética para el transporte, almacenamiento y distribución de gas natural, con base en el marco jurídico y los análisis de rentabilidad de los proyectos. Promover la inversión y establecer mecanismos que permitan una mayor competitividad en el mercado de gas L. P., buscando que el servicio de transporte, almacenamiento, y distribución se provea a precios competitivos, asegurando niveles adecuados de seguridad y la atención a sectores vulnerables de la población. Impulsar las acciones que permitan modernizar las refinerías, así como tomar medidas que permitan mejorar la rentabilidad de los procesos de refinación y de las operaciones asociadas a los mismos. Promover la integración de la industria petroquímica nacional con la petroquímica básica a cargo del Estado, para atraer inversión complementaria a esa rama industrial y aprovechar la disponibilidad de hidrocarburos en el país.
87
Los objetivos y estrategias del sector hidrocarburos involucran y comprometen a
Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales, son referencia
obligada en la integración e instrumentación de su Programa Estratégico y sus programas
operativos.
El diagnóstico sobre la situación de Petróleos Mexicanos define la situación de
Pemex Refinación en los siguientes términos15:
“...los retos y oportunidades más importantes…están asociados a las limitaciones
de la infraestructura actual y al crecimiento de la demanda. Las características actuales de
los crudos mexicanos han creado desafíos para las refinerías debido a que éstas fueron
diseñadas para procesas crudos distintos a los actuales. El crecimiento del consumo de
gasolinas a tasas mayores a las de la economía y muy superiores al comportamiento
histórico, ha generado un desbalance entre la oferta interna y la demanda. Estos
elementos requieren, en el corto plazo, de fortalecer la infraestructura existente de
almacenamiento y distribución de Pemex Refinación, así como adicionar la capacidad de
transporte al sistema para hacer frente a los altos niveles de importaciones de
combustibles que se requerirán.
Es necesario continuar con la ejecución de proyectos de conversión profunda de
residuales…ya que solo la mitad de las refinerías del sistema contará con unidades de
este tipo hacia 2009. Estos proyectos son los más rentables para el país en la actualidad,
dado que la incorporación de coquizadoras en las refinerías permite incrementar la
obtención de destilados de los residuos de vacío, así como el procesamiento de una mayor
proporción de crudo pesado. No obstante, son proyectos de escala mayor que requieren
superar diversas dificultades en materia de capacidad de gestión para ser realizados de
manera eficaz y eficiente.
Asimismo, con la entrada en vigor de cambios en la regulación ambiental de
combustibles automotrices, gasolina y diesel de bajo azufre, se requerirá un programa
15 Diagnóstico: Situación de Pemex, SENER - Petróleos Mexicanos.
88
cuantioso de inversión, principalmente en plantas para reducir el contenido de azufre en
los combustibles producidos por el Sistema Nacional de Refinación. Sin embargo, la
producción adicional de gasolinas asociada a estas acciones no será suficiente para
reducir, de manera significativa, las importaciones respecto a las ventas, por lo que es
necesario aumentar con rapidez la capacidad de proceso de crudo en México.”
De acuerdo con el diagnóstico citado, Pemex Refinación enfrenta retos
importantes de corto, mediano y largo plazos en cuanto a la construcción de
infraestructura, las cuales deben ser atendidos a la brevedad para garantizar la
sustentabilidad de la empresa y el suministro de combustibles líquidos para el país. Estos
retos se resumen en cuatro líneas de acción:
• Incrementar la capacidad de importación y fortalecer la infraestructura de
almacenamiento y distribución, en el muy corto y mediano plazos.
• Reconfigurar las refinerías faltantes del SNR (concluir Minatitlán e iniciar
proyectos en Salamanca, Tula y Salina Cruz).
• Construir nueva capacidad de refinación.
• Construir infraestructura para cumplir con la normatividad ambiental.”
A partir de lo anterior, la construcción de una nueva refinería está en línea con
todos los ordenamientos rectores y contribuye a resolver problemas que actualmente
enfrenta la industria nacional de refinación.
4.2 Economía del país
En este apartado se presentan los impactos del proyecto en términos de los
balances oferta-demanda de los principales petrolíferos, dela generación de divisas y del
empleo.
89
4.2.1 Balances
Como ya se ha señalado, la construcción de una nueva refinería incidiría de manera
importante en el balance oferta-demanda de gasolinas y permitiría reducir las
importaciones en aproximadamente 140 mbd. Sin embargo, la magnitud esperada del
déficit hacia el año 2017 hace necesario considerar la construcción de refinerías
adicionales en el futuro.
Gráfica 4.2.1.1
En cuanto al balance de diesel, con la entrada en operación de la reconfiguración
de la refinería de Minatitlán, prácticamente se encontraría en equilibrio hacia el año 2010.
No obstante, se tiene previsto un incremento importante en la demanda por este producto,
por lo que el nuevo tren contribuiría a cubrir los faltantes en los siguientes años. De
90
llevarse a cabo los proyectos de conversión de residuales en Tula y en Salina Cruz, se
tendría un pequeño excedente, el cual se destinaría al mercado de exportación.
Gráfica 4.2.1.2
4.2.2 Divisas
Con la entrada en operación del nuevo tren de refinación, se obtendría un impacto
positivo en la producción de combustibles de alto valor de mercado y se reduciría la
balanza negativa de divisas de petrolíferos, en aproximadamente 6,000 millones de
dólares hacia 2016.
91
Cuadro 4.2.2.1
4.2.3 Empleo
La ejecución del proyecto propuesto demandaría la creación de un número significativo
de empleos durante las fases de ingeniería, construcción y su posterior operación.
Durante la fase de ingeniería, que se llevaría a cabo entre 2009 y 2010, se
requeriría la participación, en el período de mayor actividad, de 900 a 1,000 trabajadores
humanos altamente calificados.
Para la construcción de la refinería, que iniciaría en 2010 y culminaría en 2015, se
emplearían, en el período de mayor dinamismo, de 9,000 a 10,500 personas de manera
directa, lo que generaría de manera indirecta entre 31,500 y 36,800 empleos adicionales.
92
Dada su naturaleza, esos empleos serían temporales. Para la operación de las
instalaciones se requerirá de la actividad permanente de 1,000 a 1,400 empleados a partir
de 2015.
De esta manera, la ejecución del proyecto permitiría generar entre 41,400 y
48,300 empleos, entre directos e indirectos, durante las fases de ingeniería y
construcción, y de 1,000 a 1,400 de manera permanente.
Cuadro 4.2.3.1
93
5. CONSIDERACIONES FINALES
El objetivo del proyecto es contribuir a que el país cuente con la infraestructura de
producción de petrolíferos necesaria para abastecer con seguridad, oportunidad y calidad
los productos petrolíferos demandados. En este sentido, y como resultado de la
evaluación realizada, se puede inferir lo siguiente:
• La nueva refinería deberá tener una capacidad de proceso de 300 mbd de
crudo tipo Maya en una configuración de coquización. Se estima que el
valor presente del proyecto se ubicaría entre $1,400 y $1,900 millones de
dólares.
• Dados los altos costos de construcción que se observan en el mercado, el
aprovechamiento de las economías de escala en plantas de proceso se
vuelve fundamental para lograr que la nueva infraestructura sea
competitiva.
• De llevarse a cabo este proyecto, la producción de gasolinas se
incrementaría aproximadamente 142 mbd y la de destilados intermedios
94 mbd. Esto contribuiría a reducir de manera parcial el déficit interno de
gasolinas y exportar de manera marginal destilados intermedios hacia
2016, lo cual reduciría de manera importante el déficit en la balanza
comercial a aproximadamente 6,700 millones de dólares.
• El proyecto deberá cumplir con la normatividad ambiental y de seguridad
vigente, minimizar los riesgos ambientales y sociales desde la
construcción de la refinería hasta su operación. Asimismo, deberá producir
combustibles de bajo impacto ambiental (ultra bajo azufre).
• Los recursos necesarios para el proyecto se estiman entre 9,000 y 10,800
millones de dólares, dependiendo de su localización, con base en el grado
de definición actual del mismo (estimado de costos clase V:+50%/-30%).
Esto incluye las plantas de proceso y servicios auxiliares, terreno y
acondicionamiento del sitio, infraestructura de transporte y
94
almacenamiento de crudo y productos, así como los costos administrativos
y de ingeniería asociados.
• Se tiene previsto que, en las condiciones actuales del mercado de
construcción y con un programa de ejecución eficiente, la edificación de
una nueva refinería podría comenzar en 2010, para que inicie operaciones
hacia 2015.
• En la propuesta de cartera de inversión de 2009 se incluyen recursos para
el desarrollo de estudios de preinversión para este proyecto, a fin de que lo
aquí presentado se defina con mayor precisión. En su momento, se
requerirán recursos de inversión adicionales para la contratación y
desarrollo de la ingeniería.
