- La empresa productiva del Estado cuenta con recursos de inversión limitados que deben ser destinados a aquellas actividades que resulten más rentables, es decir, actividades de upstream para la exploración y extracción de hidrocarburos.
- Los retos que enfrenta hoy el SNR para llevar a cabo las inversiones necesarias para la reconfiguración de sus refinerías.
- La disponibilidad de combustibles líquidos en el mercado de EU dada su capacidad actual de refinación.
- La política pública respecto a incrementar los inventarios mínimos de petrolíferos en el país, de su nivel actual (en promedio, 3 días de venta en terminales de almacenamiento y distribución) a niveles entre 12 y 14 días para el año 2025, en función de la región del país de que se trate.
El almacenamiento y distribución de petrolíferos
Ante la demanda creciente de petrolíferos, el uso de tecnología será uno de los diferenciadores para alcanzar el liderazgo de costos operativos para ser competitivos a largo plazo.
Por Rubén Cruz* y Joel Monarres**
México cuenta con un mercado interno muy atractivo en materia de combustibles líquidos, con un parque vehicular de 34.7 millones de vehículos para autotransporte en 2017, el cual, de acuerdo con estimaciones de la Secretaría de Energía (Sener) crecerá a 38.5 millones para 2031.
No obstante, la incorporación de nuevas tecnologías como el gas LP, los vehículos eléctricos y a gas natural (GNC), 91% de este parque vehicular seguirá abasteciéndose de gasolinas y diésel (en una proporción 96% y 4%, respectivamente).
En 2017, el consumo nacional aparente de gasolinas (CNA) fue de 655,000 barriles diarios (mbd), de los cuales, 68% fue abastecido con importaciones y 32% con producción del Sistema Nacional de Refinación (SNR). Previo a la Reforma Energética, las importaciones representaron entre 40% y 50% del CNA de gasolinas. ¿A qué se debe este cambio?
El gas natural para generar electricidad
Hasta antes de la Reforma Energética, el combustible por elección para la generación de energía eléctrica era el combustóleo, el cual era un subproducto (residuo pesado) de la actividad de refinación.
Entre 2004 y 2013, el consumo de combustóleo para generar electricidad disminuyó de 263,000 mbd a 169 mbd, lo que representa una disminución de 36%. De 2013 a la fecha, el consumo de combustóleo para generar electricidad continúa disminuyendo a medida que se adopta al gas natural como combustible por elección para generar electricidad.
De acuerdo con los últimos datos anuales disponibles del Sistema de Información Energética (SIE) de la Sener, el consumo de combustóleo cayó hasta 112 mbd en 2016, -57% con respecto a 2004, y en el mismo periodo el consumo de gas natural para generar electricidad pasó de 8,521 millones de metros cúbicos (MM m3), a 16,017 MM m³, lo que representa un crecimiento de 5.4% anual en el periodo, en comparación con el -6.8% del combustóleo.
Lo anterior incide directamente en la actividad del SNR, ya que al no tener un cliente del tamaño de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para consumir uno de los principales subproductos de la refinación, el combustóleo, el procesamiento de crudo en el sistema se ve disminuido, en adición a otros factores como paros no programados, sismos y accidentes que han afectado la continuidad de sus operaciones.
Entre 2013 y 2017, el crudo destinado al SNR pasó de 1,229 a 769 mbd, lo que representa una disminución de 37.4% que se refleja en menos gasolinas (-41%), pero también en menos combustóleo (-19%). De mantenerse el volumen de procesamiento de crudo para mantener la producción de gasolinas, se generaría un volumen adicional de combustóleo que representaría un reto para su comercialización o disposición.
Almacenamiento y distribución de petrolíferos
Por lo menos cuatro factores hacen atractiva hoy a la inversión en la cadena de suministro de combustibles líquidos: