La causa detrás de la importación de gasolinas

Durante 2017 fue necesario importar el 68 % de las gasolinas para abastecer el consumo del país, lo cual resulta muy costoso ante la depreciación del peso frente al dólar.

Por: Liliana Estrada (@LilianaEG145)

En México, en los últimos años, una de las grandes noticias en materia de energía ha sido la subida del precio de las gasolinas, y con ello sus efectos en la economía de los mexicanos, ya que el 5.8 % de los ingresos trimestrales de los hogares se gastan en la compra de combustibles para vehículos (ENIGH 2016). Al respecto, algunos análisis sobre las causas del incremento han arrojado que se debe principalmente a la falta de eficiencia del Sistema Nacional de Refinación; así como de pocos resultados de la Reforma Energética, pues durante 2017 fue necesario importar el 68 % de las gasolinas para abastecer el consumo del país, lo cual ante la depreciación del peso frente al dólar resulta muy costoso ($23,813.606 millones de dólares) (SENER, 2017).

Si bien es cierto que el sistema de refinación podría tener un mejor desempeño operativo y la Reforma Energética aún no da grandes resultados en materia de hidrocarburos, existe una causa detrás que provoca la importación, esto es, la baja producción y calidad del petróleo en el país. Desde 2004, como se puede observar en la Gráfica 1, la tasa de crecimiento de la producción de petróleo ha descendido cada año en promedio 4%, lo que significa que el país pasó de obtener 3.38 millones de barriles diarios (MMbd) en ese año a sólo 1.95 MMbd en 2017.

A su vez, la baja producción de crudo genera que exista una menor disponibilidad de material para refinar (línea naranja de la gráfica), ya que no todo el petróleo que se obtiene en país es procesado, solo entre el 40% y 60% se dedica a refinación, mientras que el restante a la exportación. En este sentido, dicha disponibilidad también ha tenido la misma tendencia a disminuir (4% anual), pasando de 1.04 MMbd en 2004 a 768 mbd en 2017. En contraste, la demanda interna de gasolinas se ha ido incrementando en 2% en esos mismos 13 años, al pasar de 646.7 mil barriles diarios (mbd) a 797.6 mbd. Por consiguiente, actualmente el consumo de gasolinas representa una mayor cantidad que el petróleo que el país tiene disponible para refinar.

Ello se debe principalmente a que la mayoría de los pozos del país son pequeños y se encuentran en la fase de declinación natural o extracción secundaria, es decir, que necesitan de tecnologías más sofisticadas y costosas para sacar el mayor volumen posible. Asimismo, desde 2006, poco a poco se ha ido terminando Cantarrell, el cual era uno de los yacimientos petroleros más importantes en 2004, ya que aportaba el 63% de la producción del país (SENER, 2017). Por ello, la Reforma Energética tenía como una de sus metas atraer inversionistas y empresas para impulsar la obtención de crudo; sin embargo, la mayor parte de la producción de los pozos adjudicados en la rondas 1, 2 y 3 tendrá efecto hasta el año 2021 (Cruz Serrano, 2017).

Igualmente, algunos teóricos de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM), especialmente el Dr. Luca Ferrari, aseguran que, en 2004, México cumplió con la teoría del Peak Oil o Pico del Petróleo sustentada por Marion King Hubbert, la cual establecía que todo pozo y producción petrolera seguía un mismo comportamiento en forma de campana, es decir, que comenzaba con la aparición del petróleo y su extracción a un ritmo creciente hasta llegar a un punto máximo, para después comenzar a declinar a un límite donde ya no es posible continuar la extracción, pues resulta sumamente costoso y poco rentable. Esto se debe a que en la primera mitad de la campana se explota el recurso de mejor calidad, con menor precio y de fácil extracción para después llegar al incremento de los costos. Por esta razón, a partir del 2005 el país se encuentra en una situación de disminución de su producción petrolera, así como en la explotación de pozos poco abundantes y con altos costos, los cuales es muy poco probable que vuelvan a tener un rendimiento como en 2004 o mayor.

Además, la producción no solo es menor, sino que es de baja calidad, lo que produce que sea más costoso y difícil de refinar el petróleo, esto es, desde 1990, el país produce esencialmente crudo pesado y con alto contenido de azufre, representando actualmente el 71%, tal y como se muestra en la Gráfica 2. Esto resulta la verdadera la razón por la cual las refinerías no puedan procesar un mayor volumen de crudo, y con ello aumentar la disponibilidad de petróleo para refinar, pues fueron construidas con el propósito de aprovechar los beneficios económicos del petróleo ligero, el cual desde la perforación del primer pozo en 1901 (Campo Ébano) hasta mediados de los ochenta era producido principalmente por la industria petrolera mexicana (Meana, 2015). De hecho, al observar la Gráfica 3, se encuentra la misma tendencia entre la disponibilidad de petróleo ligero y la producción de petrolíferos, lo cual significa que a mayor disponibilidad de petróleo ligero más gasolinas.

Lo anterior, es de suma importancia debido a que existe la creencia de que todo el petróleo es igual y mantiene los mismos procesos de refinación; no obstante, es todo lo contrario, dependiendo el tipo de crudo que se obtenga serán los beneficios que puedan aprovecharse, así sus costos de refinación, instalaciones necesarias, capacidad de producción de petrolíferos y precio en el mercado.

En este sentido, es conveniente aclarar que en el mundo hay diferentes tipos de petróleo de acuerdo con su origen geográfico y componentes (parafínico, nafténico, asfáltico o mixto y aromático); sin embargo, la forma más fácil para clasificarlos y compararlos es por su densidad y contenido de azufre. Al respecto, encontraremos diferentes petróleos que van desde superligeros a pesados, así como de bajo contenido de azufre y sulfurosos.

Para ello, el Instituto Americano de Petróleo estableció la unidad API como una escala para medir la pureza y densidad de los hidrocarburos, por lo tanto, se clasifican con base en su gravedad API expresada en grados. De acuerdo con esta unidad entre menos grados API tenga el crudo es más pesado; al igual que entre más grados contenga más liviano es el material, clasificándose como ligero o superligero. Por su parte, el contenido de azufre se mide generalmente en un porcentaje (%) en el peso, por lo cual, un petróleo crudo contendrá poco contenido de azufre si nivel es inferior a 0.5% y, al contrario, será sulfuroso (alto nivel de azufre) si mantiene un porcentaje mayor a 1.1% (International Concil on Clean Transportation, 2011).

Ahora bien, como se puede observar en la Gráfica 3, entre más liviano y limpio sea el petróleo se puede aprovechar mejor la extracción de líquidos, esencialmente de gasolinas; mientras que, en un crudo pesado la producción de combustibles industriales será mayor. Además, en el mercado es más valioso un barril de petróleo ligero debido a su rentabilidad para obtener dichos líquidos, por ello que, cuándo más alta sea su calidad, éste cuente con un mayor precio. Por otra parte, los costos de refinación y diseño de refinerías tienden a ser elevados cuando el petróleo es más pesado y sulfuroso, pues se necesita más capacidad de transformación, mayor inversión de capital y energía para producir cualquier producto y eliminar el contenido de azufre, a fin de evitar la emisión de contaminantes por los vehículos.

Por esta razón, resulta sumamente controversial definir la mejor estrategia para la producción de petrolíferos a fin de tener un precio asequible para la población, pues después de los impuestos, los aspectos que definen su precio es el costo de petróleo utilizado y los costos de refinación. De tal modo, que deba seleccionarse entre utilizar un petróleo ligero con precio elevado, pero con mayor capacidad de producción y menor costo de refinación, o un petróleo pesado con precios bajos y altos costos de inversión y refinación.

Ante este panorama, México resulta ser uno de los países que muy pocas veces ha tenido que estar en la disyuntiva sobre qué petróleo utilizar o comprar para obtener mejores precios de gasolinas, pues se ha caracterizado por producir principalmente de tres tipos: ligero, superligero y pesado[i]. Esto le ha permitido aprovechar el potencial de cada uno de los tipos que dispone, ya que entre el 60 y 97% del crudo ligero y superligero se han destinado a la producción de petrolíferos, mientras que la mayoría del pesado se ha enfocado a la exportación (70% y 80%) (SENER, 2017).

No obstante, desde 1990 que la realidad viene cambiando (existe una baja en la producción de petróleo, mala calidad en el crudo que se obtiene y la demanda de gasolinas aumenta) el país ha tenido que replantear su estrategia a fin de proveer los mejores precios. Por ello, la decisión de importar gasolinas, la cual, aunque vulnera la seguridad energética del combustible, en esos momentos era más factible que decidir por la instalación de refinerías adecuadas para aprovechar el petróleo pesado; así como importar petróleo ligero para producir internamente más gasolinas. Esto debido a que cualquiera de las dos opciones hubiera incrementado el precio del combustible y la aplicación de subsidios, ya que la importación de petróleo crudo ligero requeriría de pagar un mayor precio por cada barril y la instalación de refinerías de altos costos de inversión y de refinación al tener que destinar más barriles de petróleo. Además, sería necesario disminuir barriles a la exportación, el cual hasta 2014 se pagaba a muy buen precio (entre 56 y 100 dólares por barril) y aportaba el 36% del gasto público del país (SHCP, 2017).

Lo anterior, se ha validado con las auditorías de desempeño que realiza la Auditoría Superior de la Federación a Pemex Refinación y Pemex Transformación Industrial, ya que éstas han arrojado que hasta 2015 el país ha asegurado el abastecimiento de petrolíferos que se demanda con precios competitivos y más barato que producirlo al interior (ASF, 2015). Sin embargo, durante 2016, lo resultados fueron diferentes, pues los costos de producción de las gasolinas Magna y Premium se mantuvieron inferiores en 61.1% y 56.2%, respectivamente, a los costos de importación, derivado de los bajos precios del barril del petróleo (35.63 dólares por barril) (ASF, 2016).

Dicha situación, provocó que la decisión de importar gasolinas fuera ampliamente criticada, ya que comienza a no garantizar los mejores pecios, y, al contrario, cada día vulnera más la seguridad energética del país al depender del exterior. Al respecto, una de las propuestas que se han planteado es que sea necesario desarrollar nuevas refinerías que permitan aprovechar los bajos costos del petróleo pesado, y con ello lograr bajar los precios de los combustibles. No obstante, esto es muy difícil de lograr, pues al momento de decidir por el petróleo pesado, los costos de inversión y refinación se elevarían. Además, el precio de este petróleo no se ha mantenido a la baja en los siguientes años, sino todo lo contrario, ya que actualmente alcanza los 53 dólares por barril (Banco de México, 2018).

Por otra parte, a pesar de que se pudiera refinar todo el petróleo que se produce en el país, no sería suficiente para abastecer la demanda, pues en años anteriores como 2004 y 2005 donde se refinaba aproximadamente lo que se produce hoy apenas se cubría el 75% del consumo. Asimismo, las reservas de petróleo están proyectadas para que se agoten en aproximadamente 12 años, por lo cual, para seguir produciendo será vital regresar a las importaciones ya sea de gasolinas o petróleo (SENER, 2017).

En este sentido, es necesario que las nuevas propuestas y estrategias, principalmente de los próximos candidatos a dirigir el país, estén dirigidas a reducir la demanda del uso del combustible, el cual además de ser cada día más caro, es altamente contaminante. Así como, garantizar el desarrollo de nuevos medios de transporte más eficientes y efectivos para fomentar la electromovilidad y la movilidad urbana sustentable a fin de mejorar la calidad de vida de los habitantes, y con ello transitar a mejores formas de producción de energía, donde el petróleo deja de considerarse como el principal energético.

@IntPublica

[i] En México el petróleo crudo se clasifica en Maya, Altamira, Istmo y Olmeca dependiendo de su grado API y contenido de azufre. Es decir, el crudo Maya y Altamira corresponden a petróleo pesado y sulfuroso, pues tienen densidades de 22 y 16.5 grados API, al igual que 3.3% y 6% en contenido de azufre, respectivamente. Por su parte, el petróleo tipo Istmo es ligero con 33.6 grados API y 1.3% de azufre; mientras que el Olmeca se considera superligero al tener una densidad de 39.3 grados API y un contenido de azufre de 0.8% (PEMEX, 2017).

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