Combustóleo: un reto energético

El combustóleo, su uso, su valor como combustible y sus implicaciones ambientales, requiere de un entendimiento integral para definir la mejor ruta de acción.

Mucho se ha escrito y opinado sobre el uso del combustóleo y sus implicaciones para Petróleos Mexicanos (Pemex), la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y, en su conjunto, para México; sin embargo, se trata de un tema que debe contar con una visión global. El combustóleo, su uso, su valor como combustible, sus implicaciones ambientales y su relación con otros combustibles, entre otros factores, requieren de un entendimiento integral para definir la mejor ruta de acción.

Hablamos de un producto residual que se obtiene como subproducto de la refinación del petróleo crudo. En Estados Unidos se conoce como Fuel Oil #6 (FO6). Al ser un subproducto no se puede reducir su producción en corto plazo sin afectar la producción de gasolina y otros hidrocarburos. Para disminuir su producción se necesita incorporar plantas de conversión profunda en las refinerías (coquizadoras), lo que comúnmente se llama reconfiguración, y para hacerlo es necesario invertir.

Es un hidrocarburo que se puede usar como combustible, pero, al estar formado por moléculas pesadas, su combustión genera humos negros y más contaminantes que otros combustibles, es un líquido viscoso que requiere calentarse para su manejo y transporte. Estos elementos son los que se tienen que evaluar para desarrollar una estrategia de aprovechamiento del combustóleo, lo que implica un reto complejo.

Ilustración: Víctor Solís

El combustóleo es el producto que queda al separar del petróleo gasolinas, diésel, turbosina, gas LP y otros productos. Está integrado por una mezcla de hidrocarburos pesados, sus moléculas tienen más de veinte átomos de carbono y, al ser la parte residual del crudo, dentro de sus componentes se quedan contaminantes como azufre y metales que vienen de forma natural en el crudo.

En el caso de México, el combustóleo que producimos tiene contenidos de azufre superiores a 3.5 % en peso, ya que proviene en su mayoría del crudo Maya, un crudo amargo con alto contenido de azufre. El combustóleo proveniente de crudos dulces tiene menos de 0.5% de azufre en peso. Además, debido al contenido de azufre y al tamaño de sus moléculas, sus gases generan contaminación por óxidos de azufre y partículas.

Es una sustancia de color negro, viscosa (1 100 cSt a 50 ºC), con olor a petróleo e insoluble en agua, casi de la misma densidad del agua (densidad relativa de 0.9996 a una temperatura de 15 ºC), que por sus características físicas requiere de calentamiento para su transporte y manejo. En México sólo existen ductos de distancias cortas, de menos de 50 kilómetros, con serpentines de vapor para calentarlo y poder moverlo; por su parte, los tanques de almacenamiento, autotanques y carrotanques para transportar combustóleo también requieren de equipos de calentamiento.

Su manejo hace muy poco costeable el uso de combustóleo en instalaciones industriales medianas y pequeñas. Su principal uso es como combustible en la generación eléctrica y en la industria de alto consumo energético. Debido a sus características operativas, económicas y ambientales no se tiene considerada ninguna incorporación de nueva capacidad con esta tecnología; de los 87.9 GW de capacidad instalada de generación en México, el 13.5 % es tecnología térmica convencional que usa principalmente combustóleo.¹ La preferencia para nueva capacidad se orienta al uso de energías renovables o ciclos combinados con gas natural. Éstos últimos tienen una eficiencia térmica de casi el doble que las térmicas convencionales con combustóleo, y otro punto a favor es que el gas natural contamina mucho menos.

A principios de los años noventa, la generación eléctrica se basaba en su mayoría en energías térmicas convencionales y combustóleo; sin embargo, el Gobierno Federal evaluó diversas alternativas para el desarrollo de la capacidad de generación eléctrica e identificó que la mejor opción era usar ciclos combinados con gas natural, pues es un combustible que contamina menos y reduce significativamente las emisiones de óxidos de azufre y partículas; una tecnología con el doble de rendimiento térmico y un combustible más barato por unidad térmica. La combinación de estos elementos favorables permite tener un costo de generación de una tercera parte del combustóleo y plantear un compromiso ambiental. Esta decisión estaba acompañada de una política energética nacional en la cual se reconfiguraban las refinerías de Pemex para disminuir la producción de combustóleo. Sin embargo, por problemas de disponibilidad presupuestaria, a la fecha no se han concluido tales cambios.

Durante 2018, último año con información pública actualizada, la producción de combustóleo en México fue de 185 000 barriles por día (Mb/d),² de los cuales el 62 % se usó para generación eléctrica, el 32 % corresponde a exportación neta, el 6 % fue autoconsumo de Pemex, la industria consumió el 1.5 % y aproximadamente 0.5 % se usó en el transporte marítimo. Es relevante señalar que se exportaron 95.7 Mb/d de combustóleo de alto contenido de azufre (>3.5 %) proveniente del proceso de crudos mexicanos con alto contenido de azufre (crudos amargos) y se importaron 37.4 Mb/d de combustóleo de bajo contenido de azufre (<0.5 %), obtenido de procesar crudos de bajo contenido de azufre (crudos dulces) disponibles en los mercados internacionales, lo que permitió a la CFE utilizar el combustóleo y cumplir con las normas ambientales de emisiones de fuentes fijas.

A partir del 1 de enero del 2020, entraron en vigor nuevas regulaciones internacionales que limitan el uso del combustóleo en el transporte marítimo (Convenio MARPOL). La Organización Marítima Internacional (OMI) estableció un límite de 0.5 % de contenido de azufre en los combustibles fuera de las zonas de resguardo y de 0.1 % en las zonas de resguardo,³ por lo que el combustóleo que tiene un alto contenido de azufre (>3.5 %) no se puede usar sin algún tratamiento para remover el azufre antes de la quema o en los gases. Para todo fin práctico, esto implica que el combustóleo ya sólo se puede usar para generación eléctrica, en la industria mayor o en autoconsumos de Pemex: una nueva presión para la salida de este combustible.

Debido al impacto ambiental del combustóleo, su oferta y demanda se han reducido de forma significativa en Estados Unidos. En treinta años su producción se redujo en un 80 %, este cambio es el resultado de reconfiguraciones en las refinerías, en las que se han instalado equipos de conversión que permiten transformar el combustóleo en corrientes que se pueden incorporar a la gasolina y al diésel.

En México no se ha invertido lo necesario en el Sistema Nacional de Refinación de Pemex para poder transformar el combustóleo en otros combustibles y productos. El volumen de combustóleo producido está relacionado con la mezcla de los crudos refinados y con la configuración de la refinería. En forma práctica, las refinerías se clasifican por los equipos que tienen para la separación y procesamiento de petróleo. En el caso de México, las refinerías tienen configuración FCC y Coker. Las refinerías FCC tienen equipos de proceso de craqueo catalítico que transforman corrientes semipesadas, como los gasóleos, en gasolinas y diésel. Las refinerías con configuración Coker tienen equipos de conversión profunda (coquizadoras) que pueden transformar corrientes pesadas o residuales en corrientes que se pueden usar para producir gasolina y diésel.

Las refinerías ubicadas en Cadereyta, Minatitlán y Madero cuentan con coquizadoras y tienen rendimientos de combustóleo menores al 5 %. La de Tula tiene un proyecto en ejecución para construir una coquizadora. Salamanca y Salina Cruz son configuración FCC, por lo que tienen rendimientos de combustóleo de 30 % aproximadamente. Pemex debería tener un rendimiento de combustóleo menor al 20 % dada la configuración de sus refinerías y los crudos alimentados al Sistema Nacional de Refinación; sin embargo, desde hace varios años, la baja confiabilidad en las refinerías y los paros no programados dan rendimientos de combustóleo de aproximadamente 34 %.⁴

 

Hoy en día, el mercado del combustóleo es pequeño, sus precios son muy variantes y reflejan las condiciones de un mercado spot muy concentrado. El precio del FO6, referencia internacional para el precio del combustóleo, se relaciona con el precio de crudo (ver gráfica). El combustóleo es el producto no deseado de la refinación y sus precios lo reflejan, ya que son menores que el precio del petróleo crudo, la materia prima de donde se obtiene. Si los refinadores pudieran eliminar la producción de combustóleo, lo harían; pero requiere de inversiones importantes en equipos de conversión profunda, como las coquizadoras.

Un proyecto de coquización no sólo consiste en instalar una coquizadora, se requiere incorporar de diez a quince equipos adicionales, que van desde procesos catalíticos, alquiladoras, isomerizadoras, hidrotratamiento, servicios auxiliares y manejo de coque, entre otros; su costo puede ser superior a los 5000 millones de dólares. A estos proyectos que consisten en incorporar equipos o plantas de proceso a refinerías ya existentes se les conoce como proyectos de reconfiguración de refinerías.

A pesar de su costo, la reconfiguración es el mecanismo más rentable para incrementar la producción de combustibles ligeros, como la gasolina, el diésel y la turbosina, ya que además minimiza la producción de combustóleo.

La industria de refinación es un negocio complejo, en el que la alineación de la infraestructura a la materia prima disponible y a la demanda de productos es crítica. Se requieren procesos adecuados para satisfacer la demanda regional, ya que el movimiento de productos, hacia o desde otras regiones, afecta de forma directa la rentabilidad. Es indispensable dar un seguimiento continuo a los rendimientos de los procesos, ya que obtener 3 % o 5 % de menor rendimiento al óptimo de combustibles ligeros puede ser suficiente para estar operando con margen variable negativo. Además, se requiere de una optimización continua para ajustar la producción de cada combustible: la demanda de varios combustibles es cíclica durante el año, por lo que no se pueden mantener programas fijos de producción, se tiene que optimizar qué producir en función de los precios de los crudos y de los productos.

El mantenimiento y la confiabilidad son dos parámetros críticos por optimizar. Por una parte, no hacer mantenimientos adecuados afecta directamente en paros no programados; por otra parte, gastos excesivos en mantenimiento hace que no sea rentable la operación de las refinerías. En todo momento, se deben tener iniciativas de reducción de costos y de consumo de energía. Por esto, es complicado tener una operación rentable, no es imposible, pero se requieren recursos, disciplina y un entendimiento total de la industria.

Es indispensable establecer una estrategia de producción y disposición de combustóleo que maximice el valor para México y que esté alineada a una política energética nacional en la cual se consideren los balances de los diferentes combustibles y su vinculación con la generación eléctrica y las inversiones requeridas en los diferentes sectores, tales como el de la refinación y el del transporte de combustibles. Si la estrategia se basa en usarlo, más que en ajustar su producción, lo que sucede es que se traspasan las ineficiencias al consumidor de combustóleo y no se soluciona el problema que se ha generado por la falta de adecuación de la infraestructura de refinación al perfil de demanda de combustibles en México.

 

Al combustóleo hay que conceptualizarlo como un combustible que se produce en forma residual al refinar el crudo, no es un combustible que se busque producir, y por su impacto ambiental el mercado se ha reducido de manera importante. Se tienen que tomar acciones para evitar costos para México. La estrategia deberá basarse en usarlo de la mejor manera, al tiempo que se toman las medidas de corto y largo plazo para minimizar su producción.

En síntesis, en el corto plazo, es necesario:

1.  Fortalecer los programas de mantenimiento en las refinerías para asegurar la disponibilidad de los equipos de conversión y mejora de combustibles que permitan reducir el rendimiento de combustóleo respecto al volumen de crudo procesado.

2.  Operar las refinerías en los niveles óptimos de proceso, considerando los precios a puerta de refinería, los cuales deben reflejar las condiciones de oferta y demanda regionales. Si se procesan niveles altos de crudo sin los equipos adecuados para producir combustibles ligeros, la proporción de combustóleo producido es mayor a la demanda y su exportación es muy compleja y poco rentable.

3.  Establecer un esquema de disposición de combustóleo que tome en consideración el costo y eficiencia de combustibles alternos, así como el impacto ambiental con acciones que minimicen su impacto adverso (como puede ser el mezclado con combustibles de menor contenido de azufre). Así mismo, se deberá considerar el balance nacional de combustibles, en particular el del gas natural, y las restricciones para sus movimientos. Este balance deberá considerar, entre otros, los requerimientos de combustibles para la generación eléctrica.

En el mediano y largo plazo:

1. Promover el uso de procesos de mejoramiento de combustóleo para facilitar su comercialización en los mercados internacionales.

2. Reconfigurar las refinerías. Concluir el proyecto de reconfiguración de la refinería de Tula y desarrollar proyectos de reconfiguración en las refinerías de Salina Cruz y Salamanca.

La operación de las refinerías debe ser impecable: disposición oportuna de recursos, ejecución precisa de los mantenimientos, optimización continua y orientación a mantener márgenes positivos permanentes. Ninguna de las acciones requeridas es sencilla de instrumentar y en su mayoría requieren de la alineación de múltiples actores. Sin duda, el combustóleo es un reto energético para México y Pemex requiere acciones para adecuar la oferta de combustibles a las necesidades de nuestro país.

Carlos Murrieta
Ingeniero químico. Experto en el sector energético; fue socio de McKinsey & Co. y director de Operaciones y de Transformación Industrial de Pemex. Es socio de IRALTUS.