Oportunidades de valor compartido para el modelo de refinación de Pemex
Reporte de responsabilidad corporativa III
Por Ana Lilia Moreno
En plena encrucijada entre la imperante necesidad global de atender las causas del cambio climático y las intrincadas dinámicas de la industria energética, resulta notable que la empresa colombiana Ecopetrol sea la única, según el análisis más reciente sobre estrategias sostenibles de empresas petroleras estatales, publicado por el Natural Resources Governance Institute (NRGI), que ha manifestado públicamente su intención de abordar el problema de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) tipo 3, es decir, aquellas asociadas al consumo de sus productos. Vista desde México, esta especie de ‘excepción colombiana’ es aún más sorprendente y motivante.
De acuerdo con el Inventario Nacional de Emisiones de Gases y Compuestos de Efecto Invernadero de 2021, el sector transporte emite el 20.7% de las emisiones totales de GEI de nuestro país, y es el segundo sector más contaminante del país. En consecuencia, la visión de descarbonizar la economía mexicana pasa forzosamente por transformar nuestra matriz energética, alejándonos del consumo de combustibles fósiles y adoptando fuentes de energía renovables, como señala con claridad Iniciativa Climática México (ICM) en su documento Ruta Emisiones Netas Cero para México. Sin embargo, Pemex y el Gobierno federal no parecen compartir esta prioridad. ¿Una muestra? La decisión largamente postergada de producir, distribuir y comercializar diésel ultra bajo en azufre (DUBA[1]), que acumula un retraso de 14 años, como hemos advertido tanto desde México Evalúa, como desde el Centro Mexicano de Derecho Ambiental (CEMDA) y otras organizaciones civiles.
Ineficiencias y una planeación estratégica no armonizada
Como es bien sabido, la propuesta de ‘soberanía energética’ del Gobierno actual se centró en la inyección de recursos públicos en las Empresas Productivas del Estado (como Pemex) y en la reducción de la participación privada en el mercado energético. Este enfoque, plasmado en el Plan Nacional de Desarrollo 2019-2024 y en el Programa Sectorial a cinco años, no ha dado buenos resultados, a pesar de los esfuerzos oficiales.
Según el Reporte 20-F de Pemex, presentado por la empresa ante la Security Exchange Commission de los Estados Unidos, en 2022 se importaron 419 mil barriles diarios de gasolina, que representaron el 52.3% de la demanda del combustible para el año. Y es que, como mostramos en la siguiente gráfica, la producción nacional simplemente no es suficiente para satisfacer a todo el mercado. Aun con la evidencia, para 2023 Pemex sigue señalando que “incrementar los niveles de procesamiento y producción de productos de alto valor (gasolina, diésel y turbosina)” es una estrategia prioritaria.
Esta política soberanista estaba fundada en un diagnóstico de 2019, fuente de preocupación para el jefe del Ejecutivo federal, que señalaba que la refinación de petróleo crudo atravesaba por dificultades operativas que se traducían en una disminución de la producción de petrolíferos, principalmente gasolina, diésel y turbosina. Como resultado del cambio de política, Pemex, entre 2018 y 2021, aumentó la producción en 16.30% en promedio, y disminuyó las importaciones de gasolinas. Sin embargo, la ineficiencia del Sistema Nacional de Refinación (SNR), reflejada en un bajo factor de utilización (37.4%), impide que Pemex pueda alcanzar los objetivos de producción de gasolinas de buena calidad y, peor aún, redunda en una alta producción de combustóleo[2] (30%), el petrolífero de peor calidad.
Por otro lado, el desempeño financiero de la subsidiaria Pemex TRI revela una situación crítica. Con cifras al tercer trimestre de 2023, dicho segmento de negocios –cuya principal actividad es la refinación de crudo– registró una pérdida a nivel bruto del 12.03%. Es decir, antes de refinar Pemex pierde dinero porque los costos directos asociados con la producción son mayores que las ganancias por la venta de productos, y antes de pagar los gastos operativos y administrativos. Para 2022, dicho resultado bruto de Pemex TRI fue una pérdida de 6.65%; para 2021, de 9.36%; para 2020, de 24.40% y para 2019 de 1.15%. Esta métrica es fundamental para evaluar la ineficiencia operativa en la que se encuentra el segmento de refinación, y que da pie al subsidio gubernamental. Cabe señalar que, como menciona Francisco Barnés en su análisis sobre rentabilidad de la refinación de crudo, empresas pares de Pemex, como Exxon, Shell, Petrobras y Valero, sí registran utilidades en actividades equivalentes.
A pesar de que evidentemente la autosuficiencia energética es inalcanzable en sus términos, a la fecha nada indica que el Consejo de Administración de Pemex pretenda cambiar el modelo de negocios de la empresa. Esta renuencia al ajuste implica que el Estado se ve obligado a mantener artificialmente el equilibrio operativo de Pemex, contraviniendo su mandato legal de generar valor económico y rentabilidad para el Estado Mexicano.
Numerosos análisis y voces han denunciado que dicha visión, y el modelo de negocios que se deriva de ella, no son sostenibles (desde México Evalúa lo hemos hecho en nuestro seguimiento periódico de finanzas públicas). A pesar de recibir aproximadamente 1 billón de pesos en transferencias durante este sexenio, Pemex enfrenta dificultades para mejorar sus indicadores financieros, lo que incluye el estancamiento de sus niveles de inversión física, pues gran parte del apoyo que recibe del Gobierno federal se destina al pago de deuda y al gasto corriente. Al segundo trimestre de 2023, la inversión física fue de 172 mil millones de pesos, un aumento del 3% en comparación con 2022, pero un 18% por debajo del promedio observado durante el gobierno de Peña Nieto. Y encima de ello, como también hemos observado desde México Evalúa, las medidas de austeridad generalizadas impuestas dentro de la empresa han impactado en el gasto programable, el cual exhibe un recorte del 11.2% al segundo trimestre de 2023 en comparación con 2022, lo que reduce el gasto en servicios personales (-17%), en materiales y suministros (-7%) y en servicios generales (-49%), todo un escollo para la operación y eficiencia de los proyectos.
A continuación revisaremos, desde el punto de vista del modelo de valor compartido (VC), la forma en que este vacío estratégico en Pemex compromete la capacidad del Estado de garantizar una oferta total de combustibles más amigables con el medio ambiente. Propondremos también una ruta de transición energética, la cual supone la inversión que Pemex debe terminar de hacer para reconfigurar sus refinerías, al tiempo que armoniza su planeación estratégica corporativa con una de orden nacional, que integre progresivamente políticas de sustitución tecnológica en el transporte privado y público, hacia esquemas de baja emisión.
Integración de un modelo funcional de combustibles, a la luz del valor compartido
La información pública disponible de Pemex, interpretada con base en el modelo de Porter, nos permitirá identificar la falta de combustibles menos dañinos para el medio ambiente y la salud pública como un verdadero problema público. Posteriormente revisaremos la forma en que reorientar la estrategia corporativa hacia la transición energética representaría una oportunidad de creación de valor compartido en la empresa petrolera.
Recordemos que el modelo de VC se desdobla teóricamente en dos dimensiones: primero, las tres formas en que se puede crear VC; segundo, los pasos para diseñar un proceso integrado que trace la ruta hacia una política virtuosa, capaz de crear valor para los accionistas al tiempo que resuelve una problemática social o ambiental y satisface las necesidades de los actores interesados, o stakeholders. Desde la primera dimensión, existen tres formas o niveles de creación de VC identificables: 1. reconcebir productos y mercados (lograr identificar necesidades no satisfechas que terminen arrojando beneficios a empresas y sociedad); 2. redefinir la productividad en la cadena de valor (las oportunidades de mejora de los procesos y operaciones internas incrementan potencialmente la productividad y reducen el riesgo), y 3. construir sinergias en las cadenas de suministro a través de clústeres. Por otra parte, para diseñar una ruta de valor compartido, Porter[3] desarrolló un proceso integrado como requisito para una estrategia de negocios, que mostramos en el siguiente esquema:
Identificar las necesidades sociales objetivas, punto de partida para el VC
El sistema de alcance 1, 2 y 3, desarrollado por el Protocolo de GEI, es un buen punto de partida para identificar con precisión el problema público relacionado con los impactos ambientales de la quema de combustibles fósiles. La división de las emisiones en tres grupos pretende ayudar a medir el progreso en las enormes reducciones que se necesitan para limitar el aumento de la temperatura global por debajo de los 2°C, el objetivo central del Acuerdo de París. La diferencia entre estas categorías radica en que las emisiones directas, o de alcance 1, son aquéllas relacionadas con el funcionamiento de los activos que la empresa posee o controla (por ejemplo, las refinerías), mientras que las emisiones GEI de alcance 2 son las relativas a la energía que se requiere como insumo para que la planta productiva funcione. Por su parte, las emisiones GEI de alcance 3, o emisiones indirectas, son las causadas por los consumidores de lo producido por la empresa, o por los proveedores que fabrican sus insumos. Éstas últimas, según estudios de la consultora Deloitte, representan más del 70% de la huella de carbono de una empresa, en promedio.
En su más reciente reporte Perspectiva ASG, Pemex reconoce un problema ambiental significativo en relación con sus emisiones de gases de efecto invernadero (CO2eq), proporciona datos detallados sobre las emisiones en los alcances 1, 2 y 3, y esboza algunas medidas para combatir las emisiones tipo 1. Es particularmente preocupante que las emisiones en el alcance 3 sean 5.5 veces mayores que las emisiones de alcance 1, razón de sobra para señalar que se requiere una estrategia clara de producción de combustibles más baja en emisiones e integrada a un plan y una estrategia de largo plazo de transición energética hacia las cero emisiones. Esto es, una estrategia, en todo caso, que debería integrarse en la planeación de largo plazo de la hiper reducción de la operación del SNR y, de hecho, a una estrategia nacional de movilidad que implique la sustitución gradual, pero acelerada, de vehículos ligeros y de carga hacia fuentes de energía limpias y reordenamientos urbanos para incentivar cambios en los patrones de consumo del transporte hacia las cero emisiones.
Caso de negocio: combustibles UBA, una vía para generar valor compartido
Pemex tiene la oportunidad de diseñar e implementar un plan de acción integral que no sólo aborde las preocupaciones ambientales, sino que también genere valor empresarial. Recordemos que en los últimos cinco años Pemex TRI ha presentado pérdidas a nivel bruto, y que una importante proporción de los recursos destinados a inversión, transferidos por la Federación, se ha destinado a reconfigurar el SNR, sin lograr, hasta ahora, que el 100% de sus productos sean del tipo UBA.
En efecto, ni la reconfiguración de sus refinerías ni la construcción de la refinería Olmeca en Dos Bocas, Tabasco, han dado los resultados esperados. El problema es que el tiempo cada vez es más corto, en vista de las metas a alcanzar y el presupuesto disponible.
Según el informe 20-F 2022 de la empresa, el programa de rehabilitación de refinerías ha recibido una inversión entre 2020 y 2022 de 15.9 mil millones de pesos. Aborda reparaciones mayores y menores en diversas instalaciones, principalmente enfocándose en unidades clave como destilación primaria, reductores de viscosidad, coquizadoras, desintegradores catalíticos, desasfaltado, unidades de reformado catalítico, metil terbutil éter, alquilación, isomerizadores, y hidrodesulfuración de destilados intermedios y azufre, entre otros. El programa tiene como objetivo mitigar riesgos críticos en las instalaciones, restaurar la confiabilidad de los activos y contribuir a mejoras en la eficiencia y estabilización de los procesos del crudo, y abarca las seis refinerías del sistema. Por supuesto, uno de sus elementos más importantes es la producción de combustibles con contenido UBA. ¿Se ha logrado? En el mismo reporte se lee que en 2022 la producción total del segmento de refinación de Pemex TRI se compuso de gasolina en un 32.5%, diésel en 17.6%, y turbosina en 4.0%; gas licuado de petróleo (GLP) (1.3%), combustóleo en un 31.0%. El 13.7% del total de la producción comprendió una variedad de productos refinados. ¿En qué medida esos productos son UBA?
Pemex señala en su informe que la producción de combustibles ultra bajos en azufre representó en 2022 apenas el 42.3% de la producción total, y que, respecto de 2018, aumentó apenas tres puntos porcentuales (también afirma que toda la gasolina producida en México cumple con los estándares ambientales internacionales).¿Por qué una cantidad tan baja? Acaso el propio informe ofrezca la razón: el SNR requiere de obras complementarias que se encuentran suspendidas debido a “restricciones presupuestarias”, vinculadas a unidades condensadoras de vapor en la refinería de Salamanca, a laboratorios de análisis químicos en la refinería Madero, a infraestructura para el manejo de residuos de gasolinas en la refinería de Tula, sistemas integrados de mezcla de gasolina optimizada en la refinería de Tula, gasolinas integradas optimizadas en la refinería de Cadereyta, y la instalación de dos turbogeneradores, uno en la refinería de Cadereyta y otro en la refinería de Madero.
Hay una ventana de oportunidad que podría cerrarse rápido. Como señala la ICM, es urgente promover la utilización de combustibles que no generen emisiones, como el hidrógeno verde –aquél que se obtiene sin quemar combustibles fósiles a partir de técnicas como la hidrólisis–, y éste podría comenzar a utilizarse en el sector industrial hasta 2027, y en el sector transporte en 2041. En vista del avance que se está observando en la adopción global de autos ligeros eléctricos, y la dificultad de electrificar el transporte de carga, la opción de ampliar la oferta de diésel UBA en el mercado no sólo es urgente en términos ambientes, también es una gran oportunidad de negocios, Visto de otra forma: mientras más se tarde Pemex en abastecer el mercado con dicho combustible, menos oportunidades tendrá de ubicarse en posiciones competitivas, con todo y el apoyo gubernamental que recibe.
Hay que reconocer que en el reporte 20-F 2022 sí se observan algunas inversiones para la adquisición de una planta generadora de hidrógeno U-801 en la refinería de Madero, y algunos proyectos de construcción de unidades de diésel UBA. Pero, de nuevo, dichas obras se encuentran suspendidas debido a restricciones presupuestarias.Y, por ello, la CRE ha aprobado en numerosas ocasiones –la más reciente en septiembre pasado– extensiones del plazo para que Pemex cumpla con la Norma Oficial Mexicana NOM-016-2016, que regula el contenido de azufre en el diésel comercial.
Conclusión
La consecución de un plan de negocio que logre verdaderamente mitigar las emisiones de alcance 3 requerirá una estrategia armonizada con una estrategia nacional de movilidad de bajas emisiones (hoy en día inexistente), basado en diagnósticos orientados a lograr una integración de la demanda de combustibles con el suministro de combustibles UBA. Así, Pemex, el Gobierno y la ciudadanía podríamos disminuir el costo de oportunidad que implica el seguir orientando el consumo, la producción y la movilidad a la dependencia de la quema de combustibles fósiles.
Asimismo, la inversión pública destinada al cambio tecnológico debe apuntar al cumplimiento de las metas de mitigación de emisión GEI, al tiempo que se crea valor económico en las Empresas Productivas del Estado. Esto no sólo responderá a las expectativas públicas, sino que también fortalecerá la posición de Pemex como actor clave en la transición hacia una industria más sostenible, elevando sus métricas de valor. En este escenario, las prórrogas otorgadas a Pemex para cumplir con las normas de calidad de combustibles plantean un dilema crítico. Aunque estas extensiones pueden parecer beneficiosas para la empresa, al eximirle de obligaciones inmediatas, tienen un impacto negativo tanto en el medio ambiente como en sector transporte –imposibilitado a introducir al mercado vehículos más eficientes–, como en consumidores que contaminan más mediante el consumo de los combustibles fabricados por Pemex, y ciudadanos afectados en su salud, al privarles de acceso a combustibles de alta calidad, como en el valor corporativo de Pemex a largo plazo.
En contraste, empresas como Ecopetrol se destacan al incorporar inversiones estratégicas en tecnologías y prácticas sostenibles. Estas decisiones mitigan el impacto ambiental y posicionan a la empresa en la vanguardia de la innovación y la responsabilidad corporativa. La falta de una consideración central en el plan de negocios de Pemex del cambio tecnológico y la transición a fuentes de energía más limpias plantea interrogantes sobre su visión a largo plazo, y sobre la completitud de su estrategia de sustentabilidad, a la luz del valor compartido y de los estándares ESG.
[1] Este tipo de diésel suele tener un contenido de azufre de 15 partes por millón (ppm) o menos. Se trata de un nivel significativamente inferior al del diésel convencional, que a menudo tiene un contenido de azufre de 500 ppm o más. La introducción de diésel UBA es fundamental para reducir las emisiones de azufre y mejorar la calidad del aire con sus consecuentes impactos en la salud de la población.
[2] Es una fracción o subproducto más pesado que la gasolina y el diésel, y suele tener un mayor contenido de compuestos más densos, como hidrocarburos de cadena larga y elementos con mayor peso molecular. El combustóleo se utiliza principalmente como combustible en instalaciones industriales y para la generación de energía en calderas y plantas de generación eléctrica. Debido a su naturaleza más densa y a menudo a su mayor contenido de impurezas, el combustóleo no es tan limpio como otros productos de refinación, y su uso puede tener implicaciones medioambientales.
[3] Véase Porter Michael, Hills et al (2011) Measuring Shared Value: How to Unlock Value by linking Social and Business Results. Harvard Business School.
