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Ingeniería, investigación y tecnología

versão impressa ISSN 1405-7743

Ing. invest. y tecnol. vol.14 no.4 México Out./Dez. 2013

 

Refinación de petróleo y su impacto económico-tecnológico para la producción de gasolinas en México al 2030

 

Petroleum Refining and its Economic and Technological Impact for the Production of Gasoline in Mexico to 2030

 

Granados-Hernández Elías1, López-Andrade Xicoténcatl2, Bravo-Álvarez Humberto3 y Sosa-Echeverría Rodolfo4

 

1 Laboratorio de Ingeniería Ambiental Centro Tecnológico Aragón, Universidad Nacional Autónoma de México. Correo: elias78@unam.mx

2 Laboratorio de Síntesis de Materiales Centro de Física Aplicada y Tecnología Avanzada, Universidad Nacional Autónoma de México. Correo: xicotillo@gmail.com

3 Sección de Contaminación Ambiental Centro de Ciencias de la Atmósfera, Universidad Nacional Autónoma de México. Correo: hbravo@unam.mx

4 Sección de Contaminación Ambiental Centro de Ciencias de la Atmósfera, Universidad Nacional Autónoma de México. Correo: rodsosa@unam.mx

 

Información del artículo: recibido: junio de 2011.
Reevaluado: agosto de 2012.
Aceptado: enero de 2013

 

Resumen

La importación de gasolinas en México se ha incrementado en los últimos años, y actualmente no se tiene la capacidad para cubrir las demandas de este combustible en los próximos 20 años. En este trabajo se analizaron diferentes proyecciones de refinación de petróleo que permitan abastecer el petrolífero en México hasta el año 2030, considerando cuatro tipos de refinerías, procesando los crudos puros de producción en el país y utilizando cuatro mezclas de los de mayor reserva, así como también considerando una importación o exportación del combustible para cubrir la demanda o una vez cubierta la demanda, respectivamente. La modelación se llevó a cabo analizando el volumen de crudo refinado y la inversión requerida, con base al tipo de refinería y en las unidades de proceso que caracterizan a la misma. Como se menciona al principio, existen diferentes proyecciones de refinación para satisfacer la demanda de gasolinas, pero considerando que la mayor producción de crudo en México es de tipo pesado, la proyección que se simula con este tipo de crudo requeriría un volumen mayor en las refinerías ya existentes en el país para atender dicha demanda. Por otro lado, considerando el tipo de refinería (de cuatro posibles), los volúmenes a refinar serían menores, siempre y cuando se utilizaran refinerías del tipo muy complejas, pero el costo de inversión de esta tecnología, sería mayor. Esto último, considerando que se construirán nuevas refinerías en un futuro no muy lejano para lograr satisfacer las demandas del combustible.

Descriptores: refinación de petróleo, escenarios de demanda, tipo de refinería, unidades de proceso, proyecciones de refinación, tipos de petróleo crudo, costos de inversión.

 

Abstract

Gas imports in Mexico have increased in the last few years. Nowadays Mexico has no capacity to meet the demands of this fuel in the next twenty years. In this paper we analyze several oil refining projections that enable the oil supply in Mexico until year 2030, taking into consideration four types of refineries, processing the production of pure oils in the country, using four mixtures of the higher reserve, considering an import to meet the demand of fuel and once met consider exportation. Modeling was carried out analyzing the volume of refined oil and the required investment, based on the kind of refinery and on the processing units that characterize it. As it was mentioned before, there are different refining projections to meet the demand of gas, but considering that the main oil production in Mexico is heavy. The simulated projection with this type of oil would require a higher volume in the existent refineries in the country to meet that demand. Besides, considering the kind of refinery (out of four), the volumes to refine will be less, if very complex refineries are used. However, the cost of investment in this technology would be higher, considering that new refineries will be built in a near future to meet the fuel demands.

Keywords: oil refining, demand scenarios, refinery type, process units, refining projections, crude oil types, investment costs.

 

Introducción

Hace algunos años que el sector de refinación de petróleo en México desafía situaciones complejas que no han permitido abastecer los productos refinados de mayor demanda en el país, debido principalmente a la falta de planeación que requiere este sector. Existiendo limitantes para financiar programas serios de expansión que incrementen el volumen de petrolíferos, como la gasolina, que presenta un consumo considerable en los últimos años, principalmente por el sector transporte.

Esta situación ha propiciado un incremento sustancial de las importaciones del combustible, representando un factor adicional de presión para Pemex Refinación por las implicaciones negativas que afectan su situación operativa y financiera. De esta manera, se imposibilita aún más el crecimiento con la infraestructura actual de producción, representando un factor de riesgo para la autonomía energética del país.

Del programa de reconfiguración del sistema nacional de refinación (SNR) que fue autorizado desde el año 1999, se consideró la necesidad de construir nuevas plantas de proceso, así como la ampliación y modernización de las mismas. Esto permitiría incrementar el volumen de proceso de crudo en 89 mil barriles diarios, "Mbd", y de 145 Mbd en la producción de gasolinas (PEMEX, 2004). Para 2008 y con base en la información de la Subdirección de Planeación, Coordinación y Evaluación de PEMEX Refinación, el costo de capital total de las seis refinerías fue de 126,412 millones de pesos (PEMEX, 2010a).

Con base en esto y debido a que el problema persiste, el Estado Mexicano por medio de sus instituciones envió una propuesta que quedó integrada en el Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF) para el año 2008 en el siguiente artículo:

Artículo Transitorio Décimo Noveno (Diario Oficial de la Federación, 2007):

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 prefactibilidad para determinar la necesidad de construir una nueva refinería para el sistema nacional de refinación del organismo subsidiario PEMEX Refinación.

La nueva refinería deberá tener una capacidad de proceso de 300 Mbd, procesando crudo tipo Maya (pesado) con un sistema de configuración de coquización, produciendo 142 Mbd de gasolina y estimándose la inversión en 3447 millones de dólares (MMUSD) tomando en cuenta solamente las unidades de proceso (PEMEX, 2008).

Actualmente México cuenta con seis refinerías (Minatitlán, Cadereyta, Madero, Salamanca, Salina Cruz y Tula) y tres tipos de petróleo reportados en documentos oficiales de PEMEX: Olmeca, Istmo y Maya (PEMEX, 2012). Para el año 2009 se utilizó solamente 84% de la capacidad nominal de proceso de crudo en las plantas primarias, refinándose 1294.9 Mbd de una mezcla de crudos (33.89% fue de crudo Maya). El rendimiento promedio de producción de gasolinas fue de 35%, produciéndose 455 Mbd de gasolinas (PEMEX, 2010b), existiendo un déficit de 344 Mbd del petrolífero con respecto a la demanda (SENER, 2009).

El rezago de la industria de refinación de petróleo en México es evidente. En el área de América del Norte las proyecciones de construcción de esta industria muestran a Estados Unidos como el país que más invertiría en la construcción y expansión de diferentes procesos de refinación, contando hasta ese momento con un total de 132 refinerías. Canadá por su parte, también proyectó invertir en la construcción y expansión de los procesos de refinación, como en el proceso de coquización, con una capacidad de 124.3 Mbd para 2007, así como en unidades de destilación primaria, craqueo térmico, hidrocraqueo, hidrotratadores y reformadores, contando hasta ese momento con 21 refinerías. México por su parte, sólo planearía expender los procesos de isomerización con una capacidad de 12.5 Mbd y contando con sólo 6 refinerías (Oil and Gas Journal, 2004).

Además y de acuerdo a la prospectiva del mercado de petróleo crudo 2008-2017, del total disponible, lo que se destinará a proceso de refinación se incrementará de 54.6% en 2010 a 70.6% en 2017, incrementándose de 35.5% a 61.9% el proceso de crudo Maya y disminuyendo el proceso de crudo ligero istmo de 64.6% a 38%, respectivamente (SENER, 2011).

En este contexto, es necesario realizar proyecciones de refinación de petróleo crudo que modelen la utilización de diferentes tipos de refinerías con base en sus procesos característicos. También, dichas proyecciones deben de tender a incrementar el rendimiento de gasolinas para cubrir los posibles escenarios de demanda, simulando el rendimiento del combustible por tipo de refinería y crudo procesado, así como la inversión requerida para cada tipo de refinería propuesta.

Sin embargo, para producir las gasolinas que posiblemente se demandarán en los próximos años, se requieren grandes inversiones que permitan aplicar tecnologías de alta conversión que procesen el petróleo crudo de mayor reserva en nuestro país (Maya), obteniendo rendimientos superiores del petrolífero.

De esta manera, el objetivo principal de este estudio es conocer el impacto económico que se tendrá al proyectar diferentes consumos de petróleo crudo, aplicando distintas tecnologías de refinación para abastecer los posibles escenarios de demanda de gasolina en los próximos 20 años. De este modo, se trata de generar información que sea útil a las instituciones encargadas de la planeación y política energética del país.

 

Desarrollo

Para realizar las diferentes proyecciones en este estudio, se utilizó una hoja de cálculo en Excel, permitiendo manejar las variables en forma definida y obteniendo así un ambiente accesible de traducción de los datos, logrando conseguir resultados relevantes en el proceso de esta investigación. La figura 1 muestra el procedimiento para determinar las diferentes proyecciones de inversión que se llevaron a cabo para cada escenario.

 

Demanda de gasolinas y sus escenarios posibles

Como se mencionó, la demanda de gasolinas en México se ha incrementado notablemente en los últimos años. En el 2000 se consumieron 572 Mbd del petrolífero (SENER, 2000) y para 2009 éste fue de 248 Mbd más (SENER, 2009). Con esta situación se han realizado diferentes investigaciones para crear escenarios posibles de consumo de combustible para los próximos 20 años y, para este análisis en particular, se emplearon los escenarios realizados por Bauer (2003). De los cuatro escenarios planteados por este autor, el primero se toma como referencia y fue establecido con base en la tendencia histórica anual del crecimiento vehicular (4.3%) en el periodo1980-2000 y de 4% para una proyección en el periodo 2000-2030 (Business-as-Usual). Mientras que el segundo (C), tercero (B) y cuarto (A) escenarios fueron establecidos tomando en cuenta un crecimiento promedio anual del PIB de 3.7, 5.3 y 6.2%, respectivamente (2000-2030), utilizando la curva de Gompertz para obtener el número de vehículos como una función del ingreso per cápita (Rapid Automobile Growth) y, en consecuencia, en función del año en que se alcanza dicho ingreso. Aunque Bauer toma en cuenta los datos obtenidos en el periodo 2000-2030, se utilizarán para este caso, sólo los datos comprendidos entre 2010 y 2030. Adicionalmente, se realizó una simulación Montecarlo con datos históricos de la demanda de gasolinas de 1965 a 2010, tomando dichos datos históricos como la variable dependiente y el PIB, el índice nacional de precios al consumidor (INPC) y la población total como variables independientes (INEGI, 2012). Esto se hizo con el fin de correlacionar los resultados obtenidos de esta simulación, con los que reporta Bauer.

 

Proyecciones de refinación de petróleo

Para realizar cada una de las proyecciones analizadas en este estudio se consideró primero la capacidad actual de producción de gasolinas en México para el año 2009, como se mencionó. Para construir cada proyección, se consideró la modularidad (periodos de cinco años) en la puesta en marcha de las refinerías, usando dos modalidades en la diferencia de consumo y producción de gasolinas: importando o exportando el combustible. Esto quiere decir, importar gasolinas en caso de no cubrir la demanda requerida, o bien, exportando los excedentes una vez cubierta la demanda del combustible (figura 2). Asimismo, se modeló utilizando los tres tipos de petróleo crudo en forma individual que se producen en el país (PEMEX, 2012), así como cuatro mezclas de los crudos de mayor reserva (Istmo-Maya), en una relación de 70-30 (M1), 65-35 (M2), 50-50 (M3) y 44-56 (M4) por ciento en volumen, con un rendimiento de producción del combustible por tipo de crudo procesado y tipo de refinería, como se muestra en la tabla 1 (Baird, 1996). En esa tabla, la refinería simple (R1) para este estudio se llama en inglés hidroskimming, mientras que a la semi-compleja (R2) se conoce como hydrocracking, la compleja (R3) se llama catalytic cracking y la muy compleja (R4), full conversión.

El volumen de crudo procesado en cada proyección se determinó realizando la siguiente operación u = δ / λϒ y donde:

u es el volumen de crudo procesado,

δ es la demanda de gasolinas (como se menciona al inicio del párrafo de demanda de gasolinas),

λ es el rendimiento del petrolífero (tabla 1) y

ϒ es la eficiencia de producción (considerada de 100%).

Para obtener los resultados con déficit de gasolinas, se toma la demanda del año correspondiente para cada escenario, y para obtenerlos con excedente, se toma el periodo de 5 años siguiente, como se muestra en la figura 2. Como ejemplo de los diferentes resultados, se presentan los obtenidos para el crudo tipo Maya en la tabla 2.

Se realizó el modelado utilizando los tres tipos de crudos puros, así como las mezclas de los de mayor reserva (Istmo-Maya). Todo ejemplo mostrado como resultado de aquí en adelante, se realizó considerando solamente la refinación de crudo Maya, ya que es el tipo de crudo de mayor reserva en México. Esto, independientemente de los resultados obtenidos con los otros tipos de crudos y mezclas que no se muestran en este artículo. Así, el primer resultado obtenido es el volumen de crudo y se presenta en la tabla 2.

El costo de capital para cada proceso modelado se consideró tomando como base dos factores. El primero, fue saber la tasa de operación de cada uno de los procesos más importantes y característicos de cada refinería simulada (tabla 3), considerando el volumen de crudo en el proceso de destilación atmosférica en cada proyección como 100%.

El segundo factor, fue saber la capacidad de carga del proceso de destilación atmosférica (DA), para que, con ese dato, se calcularan las capacidades de los demás procesos para cada escenario y por tipo de refinería modelada.

Así por ejemplo, de la tabla 3 se puede tomar el volumen de crudo del año 2010 para cualquier escenario y tipo de refinería y este valor será el que represente 100% de carga en la torre de destilación atmosférica (DA). Para obtener los volúmenes de carga que se obtienen en los demás procesos, el volumen de crudo en DA se multiplica por las diferentes tasas de operación que aparecen en la tabla 3.

Para fines prácticos, los valores de capacidad de carga que se muestran en la tabla 4 sólo son para valores con déficit de gasolinas. Este mismo procedimiento se puede realizar para cada año en particular, si así se desea.

Como se puede ver en las tablas 3 y 4, cada tipo de refinería consta de un número determinado de procesos característicos. Este tipo de procesos son los más importantes para cada tecnología aplicada, aunque no son los únicos. Se puede ver también en la tabla 4, cómo la refinería muy compleja abarca todos los procesos indicados en la tabla 3, de ahí su nombre.

Ahora bien, el costo de capital de cada proceso se obtuvo empleando la siguiente ecuación: CA/CB = [QA / QB]X, donde C representa el costo en dólares, Q representa la capacidad de carga del proceso en Mbd y X es el factor de Lang o factor de costo (Maples, 2000). En este caso, los valores de CA (costo actual) y QA (capacidad de carga base) se obtienen de la tabla 5, la cual toma en cuenta los factores económicos para la evaluación del costo de una refinería, considerando sólo algunos de los procesos más importantes y característicos para cada tipo de refinería en este estudio, y tomando una capacidad base de carga y un costo para cada proceso.

Para obtener el nuevo costo de capital para cada uno de los procesos, se despeja CB de la ecuación mencionada y el valor de QB se obtiene de la tabla 4 dependiendo del tipo de proceso, escenario y refinería correspondiente.

Los resultados que se obtienen al hacer cada una de las operaciones para cada proceso se pueden observar en la tabla 6, en donde se muestra el costo de capital requerido para cada proceso, tomando como base los costos en dólares del año 1991 (lado izquierdo de la tabla).

Finalmente, para obtener los costos actualizados se utilizó la fórmula general de interés compuesto, que transforma un valor actual en un valor futuro: VF = VA (1 + T)n, donde:

VF es el valor futuro de costo de capital,

VA es el valor actual de costo de capital,

T es la tasa de inflación y

n es el número de años transcurridos desde la publicación de los datos de inversión hasta nuestros días.

Al término (1+T)n se le llama factor simple de capitalización (Guzmán, 2010).

Para actualizar los costos los cálculos se dividieron en dos partes. La primera parte consta de cálculos que se realizaron de 1991 a 2010. En este caso, el valor actual (VA) es el que se tenía en 1991, mientras que el valor futuro (VF) es el que se obtendrá en 2010. Como los costos se obtienen en dólares, se tomó como base la inflación de Estados Unidos para cada año durante 20 años. Como esa inflación es variable cada año, se toma cada término (1+T) como la inflación de cada uno de los años transcurridos hasta 2010, resultando entonces en una suma de los factores de inflación de cada año. En consecuencia, la ecuación se transforma de VF = VA (1+T)n en VF = VA [(1+T1) * (1+T2) * ···.* (1+Tn)]. Los datos obtenidos después de aplicar la ecuación con una nueva capacidad de carga, se muestran también en la tabla 6 (lado derecho de la tabla), en donde se puede ver la diferencia con los datos de 1991. Por otro lado, los datos de inflación en Estados Unidos para 1991-2010 se obtuvieron del United States Department of Labor (Bureau of Labor Statistics).

La segunda parte consta de cálculos que toman en cuenta tanto los costos en 2010 (valores actuales), como la capacidad de carga necesaria para años posteriores a 2010 (2015, 2020, 2025, 2030) para calcular el valor futuro. De esta forma, en la fórmula CB = CA [QB/QA]x , para calcular el costo de valores posteriores a 2010, QB será la capacidad de carga correspondiente al año en que se quiera obtener el valor futuro (tabla parecida a la 4 con valores del año a calcular) y el valor de Cc [QB/QA]x (con CA y QA tomados de la tabla 5) se multiplicará por el factor 1.661, el cual resulta al multiplicar la inflación de los años 1991 a 2010 [(1 + T1991) * (1 + T1992) * (1 + T1993) * ···.* (1 + T2010) = 1.661]. Con esto, se obtendrá un costo, tomando en cuenta tanto el año 2010 (valor actual), como la capacidad de carga del año en el que se calcula el valor futuro. Los resultados se representan de la misma manera que en la tabla 6 (lado derecho).

El valor obtenido de cada proceso, se multiplica por el factor (1+ T)n donde esta vez sí se considera un valor fijo de inflación para el año en que se pretenda calcular el valor futuro, y n tendrá valores de 5, 10, 15 ó 20. Para calcular la inflación futura, se graficaron los valores de inflación desde 1991 hasta 2010 (United States Department of Labor, 2010) y se obtuvo la curva que mejor se ajusta a los datos graficados. Dicha curva resultó ser una de tipo potencial con un valor de R de 0.323. Si bien el valor de R es bajo, fue la curva que mejor se ajustó considerando otras opciones de ajuste (lineal, logarítmica, polinomial, etcétera). Se realizaron entonces, extrapolaciones para cada uno de los años mencionados para obtener un valor fijo de inflación dada la imposibilidad de saber la variación de la misma a lo largo de varios años futuros. Lo descrito se puede observar en la figura 3.

Estos valores de inflación sirven para calcular los costos de capital de los diferentes procesos a diferentes años en un futuro. Como ejemplo se muestran los costos que tendrían los diferentes procesos para el año 2030 en la tabla 7 comparando los mismos con los de la tabla 6 (lado derecho) para ver las diferencias en costos en un intervalo de 20 años. En este caso, T tuvo un valor de 2.23 y n de 20. Los cálculos se pueden hacer para cualquier año que se desee, en particular en el intervalo 2010-2030.

El costo de inversión, es decir, el costo total para cada tipo de refinería y cada escenario en particular, se puede ver en la tabla 8 y como ejemplo se observa que dicho costo para el año 2030 de una refinería simple en el escenario BAU es de 3457 millones de dólares (con déficit de gasolinas), los cuales resultan de la suma horizontal de los costos de cada proceso en la tabla 7. Estos cálculos se pueden obtener para cada tipo de refinería y escenarios.

Finalmente, cabe aclarar que en las tablas de resultados, a la refinería simple con un tipo de crudo puro (en esta caso, crudo tipo Maya) se le llama proyección base y se pone como ejemplo la figura 4 para el escenario BAU del análisis del proceso de los diferentes tipos de crudo y sus mezclas por tipo de refinería (vea también tabla 1). Como se puede observar en esa figura, la proyección base toma en cuenta sólo crudos puros y las diferentes mezclas generan una gran cantidad de opciones, en crudo procesado y en los costos de inversión, tanto para un déficit como para un excedente de gasolinas. Para concluir, se muestra en la tabla 9 el volumen de crudo procesado y la inversión requerida para un análisis Montecarlo. Esta información se puede comparar con el mismo tipo de refinería del escenario BAU de las tablas 2 y 8.

 

Discusión y análisis de resultados

De la tabla 2 se puede ver, en primer lugar, que la división de los datos de cada uno de los años correspondientes a excedentes entre sus respectivos deficitarios, da siempre una proporción muy parecida que disminuye conforme se avanza de año y conforme el escenario de demanda aumenta (A > B > C). Esto mismo sucede para cada uno de los grupos de 20 datos que se quieran elegir para cualquier tipo de refinería sea con excedente o déficit de gasolinas. Esto quiere decir que conforme se proyecten los resultados a un año más alejado del actual, el volumen de crudo a procesar será muy parecido, independientemente de que se quiera tener un excedente o un déficit de gasolinas. Esto parece lógico, si consideramos que entre los escenarios de demanda de Bauer, el escenario RAG-A es el de mayor incremento del PIB y, por ende, en el que las personas tendrán un mayor ingreso para comprar un auto, pero también es el escenario en el que la cantidad de autos por habitante se mantendrá constante, o bien, no se incrementará. Por esta razón, en la figura 2 la pendiente de la curva de demanda de gasolinas disminuiría hasta ser casi horizontal conforme el escenario sea más alto, por lo que el excedente y el déficit del petrolífero será casi el mismo.

Por otro lado, también se puede ver que los grupos de 20 datos de la misma tabla, no coinciden en ningún caso con los reportados por Bauer. Esto parecería también lógico dado que Bauer no explica ni el tipo de refinería que pudiera utilizarse ni el tipo de crudo a refinar, sino solamente la capacidad de compra de un auto por las personas según sus ingresos, el aumento en la demanda de gasolinas por el incremento del parque vehicular y la cantidad de crudo procesado para satisfacer dicha demanda de gasolinas. Por otro lado, si se hace la división de los grupos de 20 datos entre los reportados por Bauer, no se encuentra un patrón de repetición de datos, como sí sucedió en este análisis.

Comparando el lado derecho y el izquierdo de la tabla 6, se puede ver que el costo de capital actualizado en el año 2010 es 67% más alto que lo que era casi 20 años antes. Esto, independientemente del tipo de refinería utilizada y de los escenarios planteados. Se podría considerar un valor aceptable de incremento si se toma en cuenta que la inflación promedio sería 3.35% y que ésta es la inflación de Estados Unidos, la cual varía muy poco, en comparación con la de México.

En lo que respecta a la comparación de la tabla 6 (lado derecho) con la tabla 7, se puede decir que los costos de capital para cada uno de los procesos en el año 2030 varían entre el triple y 2.5 veces el valor que tenían en el año 2010. Esto ocurriría independientemente del tipo de refinería a utilizar, aunque sí varían a la baja conforme el escenario de demanda sea el de mayor incremento del PIB (RAG-A). Esto parece tener una explicación como la descrita en el primer párrafo, ya que si la cantidad de autos permanece casi constante, la demanda de gasolinas tendrá el mismo comportamiento por un periodo considerable y las unidades de proceso requeridas demandarán menos inversión por volumen, mantenimiento, instrumentación, etcétera.

De la figura 3 se puede decir que los valores para la inflación se justifican, ya que se toman en consideración varios factores. El primero, es que se toman datos históricos de inflación de 20 años atrás. Si bien existen datos de inflación de hace casi un siglo, se trató de evitar demasiado "ruido" en los mismos debido a los altibajos en momentos críticos de la economía estadounidense. Precisamente por esto, se eliminó el dato de inflación correspondiente al 2009, pues fue negativo por la crisis económica mundial que se originó ese año en particular. Se pensó que para proyectar datos de 20 años hacia adelante, serían suficientes datos de 20 años hacia atrás.

El segundo factor, es que los valores extremos de los datos históricos de la inflación no varían mucho entre sí. De los datos de inflación obtenidos del United States Department of Labor, el valor más grande es un poco más del doble del valor más pequeño (2.3 veces más). Por último, los valores obtenidos para la inflación en los años 2015, 2020, 2025 y 2030 en este trabajo, están en un intermedio entre los valores obtenidos en todo el periodo 1991-2010 de los reportados por el United States Department of Labor, lo cual es aceptable, dado que no se disparan hacia arriba o hacia abajo de manera extrema.

De la tabla 8 se puede decir que los costos de inversión, es decir, la suma de los costos de cada uno de los procesos que integran una refinería, comienzan a semejarse conforme avanza el año y conforme el escenario de demanda aumenta (RAG-A), no importando si es con excedente o déficit de gasolinas. Esto quiere decir que si se comparan uno a uno los valores de déficit con su contraparte de excedente, con su respectivo año y escenario, éstos serán casi iguales si tanto el año como el escenario aumentan. Esto es algo muy parecido a lo que se dijo antes. Las únicas excepciones son los costos de inversión del año 2010, en el cual conforme el escenario de demanda aumenta, los costos también aumentan. Todo esto es independiente del tipo de refinería a utilizar.

Del análisis de la figura 4 se pueden decir varias cosas. La primera es que la refinería llamada "simple" es la misma que la llamada "base", solamente que en la "base" se pueden refinar crudos puros, mientras que en la "simple" se pueden refinar mezclas de crudos Istmo y Maya. En la gráfica de esta misma figura, las barras representan el crudo procesado que sería necesario, sumando solamente el volumen del mismo cada 5 años, de 2010 a 2030. Lo otro que se puede decir es que, conforme aumenta el grado de complejidad de la refinería, el volumen de crudo a procesar será menor, aunque los costos de inversión se incrementan (líneas punteadas).

Del análisis adicional que se realizó con la simulación Montecarlo, se encontró que la demanda de gasolinas en el periodo 2010-2030 es similar al escenario BAU propuesto por Bauer. Esto, considerando que el autor utilizó también datos históricos de la demanda del petrolífero de dos décadas, pero en este análisis se utilizaron datos de dos décadas y media anteriores a los utilizados por Bauer. Los resultados de esta simulación no se muestran en este estudio.

 

Conclusiones

De la discusión y el análisis se puede concluir en primer lugar, que si bien los resultados obtenidos se basaron en información que toma en cuenta algunas variables de importancia en cualquier economía, existen algunas reservas al respecto, ya que las economías y sus mecanismos internos son muy variables de un país a otro. Las diversas fluctuaciones y crisis económicas mundiales pueden desequilibrar los ingresos de las personas, por lo que los cálculos teóricos pudieran ser apenas una aproximación de lo que sucede en la realidad.

Los datos obtenidos en este estudio son algo diferentes a los obtenidos por Bauer (volumen de crudo procesado para cubrir la demanda de gasolinas) dado que este autor no indica ni el tipo de refinería ni el tipo de crudo a procesar. Aunque se tomó en cuenta alguna información de su trabajo, se trató de elaborar con mayor detalle la misma para dar una mayor variedad de opciones en los resultados, de tal manera que exista un mayor abanico de posibilidades para tomar decisiones en el momento de proyectar una refinería.

Los cálculos para encontrar los costos de inversión total para una nueva refinería, toman en cuenta solamente los procesos característicos que la integran. Los costos anexos que abarcan todas las conexiones periféricas y la infraestructura necesaria en los alrededores de la refinería, no se consideran en este estudio. También se puede ver claramente que las refinerías del tipo "muy compleja" son la mejor opción por su rendimiento en la producción de gasolinas y porque son independientes del tipo de crudo a utilizar, ya que si se comparan los diferentes datos obtenidos (en las diferentes proyecciones no mostradas en este documento) para el volumen de crudo a procesar en cualquier año, éste es casi el mismo sin importar si son crudos puros o mezclas de los mismos. Esto es importante, ya que para construir este tipo de refinerías no será necesario disponer de un tipo de crudo en particular. Por otra parte, la mayor cantidad de reservas de petróleo en México a mediano y largo plazo será del tipo pesado. Sin embargo, aunque este tipo de refinerías son las más recomendadas, también hay que pensar en el costo de inversión de las mismas, el cual es mayor que para los otros tipos. Será necesario hacer un estudio de costo beneficio, para saber si la inversión inicial será sobrepasada por las ventajas que se tendrían al utilizar este tipo de refinerías.

El volumen de demanda de gasolinas y la calidad de la misma, dependerá de la estructura y complejidad de las futuras refinerías que permitan consumir el crudo de mayor reserva en nuestro país, y de esta manera, producir los combustibles en condiciones óptimas. Debido a que el consumo de gasolinas en México sigue creciendo, es prudente pensar que el petróleo seguirá siendo el energético primario para la producción de este combustible en los próximos 20 años, para entonces, las reservas de petróleo en nuestro país podrán disminuir o en determinado momento, crecer.

Para finalizar, en este estudio se realizó un análisis Montecarlo de correlación entre la demanda histórica de gasolinas con respecto a indicadores macroeconómicos que fueron relevantes para este análisis. Éstos fueron el tipo de cambio, índice nacional de precios al consumidor (INCP), producto interno bruto (PIB), balanza comercial y, adicionalmente la población del país. Para cada uno se realizó un estudio de correlación con la demanda de gasolinas. Luego del análisis se puede concluir que, de las variables analizadas, es conveniente relacionar a la demanda de gasolinas con el PIB, el INPC y la población, ya que con estas variables se obtiene la mejor correlación (R2 = 0.9769). Para el último análisis de correlación, se utilizó el programa Crystal Ball, obteniéndose proyecciones de demanda de gasolinas semejantes al primer escenario propuesto por Bauer, pero los resultados no se muestran en este documento.

 

Referencias

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Semblanza de los autores

Elías Granados-Hernández. Realizo su licenciatura en ingeniería química, la maestría en química ambiental y el doctorado en ingeniería en la UNAM. Este último, con la especialidad en Planeación Energética y Contaminación Ambiental, en el Centro de Investigación en Energía (CIE). Desde hace casi 15 años se desempeña como académico en el Laboratorio de Ingeniería Ambiental del Centro Tecnológico Aragón de la UNAM, realizando investigación en el área de estudios energéticos y ambientales desde 1996. Ha sido profesor de asignatura, apoyando a las diferentes carreras de ingeniería de la Facultad de Estudios Superiores Aragón de la UNAM.

Xicoténcatl López-Andrade. Realizó la licenciatura en ingeniería química, la maestría en ingeniería ambiental y el doctorado en ingeniería de procesos, todo esto en la UNAM. Posteriormente, realizó un posdoctorado en Barcelona, España en un laboratorio de nanotecnología aplicado al área de Ciencias Ambientales. Durante 3 años trabajó en el programa de ingeniería química y química ambiental de la Facultad de Química de la UNAM realizando, entre otras actividades, muestreos isocinéticos en fuentes fijas de diferentes industrias. Ha sido profesor de asignatura en la carrera de ingeniería química de la Faculta de Química de la UNAM, así como en la Facultad de Ingeniería de la misma institución.

Humberto Bravo-Álvarez. Realizó su licenciatura en química en la UNAM, así como la maestría en química nuclear. Posteriormente, obtuvo el grado de doctor en ingeniería en la Universidad de West Virginia. Es investigador en el Centro de Ciencias de la Atmósfera (CCA) de la UNAM, donde se desempeña como jefe de la Sección de Contaminación Ambiental desde 1977. Su área de interés por más de 30 años ha sido la contaminación y la ingeniería ambiental. Ha sido profesor de asignatura en la maestría en ingeniería ambiental en la División de Estudios de Posgrado de la Facultad de Ingeniería (DEPFI) de la UNAM desde 1988. Es perito colegiado del Colegio Nacional de Ingenieros Químicos y de Químicos (CONIQQ) en protección ambiental, así como Qualified Environmental Professional (QEP) del Institute of Professional Environmental Practice.

Rodolfo Sosa-Echeverría. Realizó su licenciatura en ingeniería química, la maestría en ingeniería ambiental y el doctorado en ingeniería en la UNAM. Labora en la Sección de Contaminación Ambiental del CCA desde 1986, siendo actualmente Investigador. Desde 1988 a la fecha ha impartido la cátedra de muestreo y análisis del aire en el posgrado en ingeniería ambiental de la Facultad de Ingeniería. En 1994, asesoró al ministerio de Desarrollo Sostenible y Medio Ambiente de Bolivia en la realización del Reglamento en Materia de Contaminación Atmosférica como parte de la Ley de Medio Ambiente. Es perito colegiado del Colegio Nacional de Ingenieros Químicos y de Químicos (CONIQQ) en protección ambiental y fue presidente del Capítulo México de la Air and Waste Management Association, de 1991 a 1993. Es miembro del Sistema Nacional de Investigadores.

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