BOLETIN INFORMATIVO IPA

BOLETIN INFORMATIVO IPA
Año 15 – Nro. 74 – julio de 2014
EDITORIAL
En agosto comienza una nueva edición de la Carrera de Posgrado Virtual "Especialización en
Industria Petroquímica", dictada en forma conjunta entre el IPA y la UNSAM. Para el segundo
cuatrimestre de este año se cuenta con tres materias obligatorias: Logística y Comercialización
de Productos Petroquímicos; Materias Primas Petroquímicas y Química del Petróleo, Gas
Natural y Petroquímica y dos optativas: Tecnología de las Poliolefinas; La Energía en las
Industrias de Procesos.
El Ing. Eduardo León, dictó un curso sobre Cogeneración en la industria y para el segundo
semestre se prevé los siguientes: Dispersiones de efluentes gaseosos; Combustión y Residuos
sólidos industriales.
Se realizó en mayo el seminario El futuro energético argentino. Mitos y realidades, con un
panel dedicado al sistema eléctrico argentino (generación, transporte, demanda y fuentes
alternativas) y otro al dilema energético argentino (fuentes primarias de energía, gas, petróleo,
biomasa). Expusieron 6 disertantes de muy buen nivel y se logró reunir a más setenta
asistentes en el Auditorio de IRAM. En esta edición se encuentra un resumen de las ponencias
de los expositores del primer panel y en el sitio web del Instituto están todas las
presentaciones.
El 16 de setiembre se realizará la Cuarta Jornada Comercial. La misma contendrá cuatro
paneles: uno integrado por representantes de la Cámara de Exportadores de la República
Argentina (CERA), de la Cámara de Importadores de la República Argentina (CIRA) y de la
consultora Abeceb.com; otro panel será sobre La Petroquímica en la Góndola donde se invitará
a exponer a representantes de importantes empresas clientes de la petroquímica; el tercer
panel tendrá formato similar al Workshop anual IPA-APLA, y contará con la presencia de
distinguidos consultores extranjeros exponiendo sobre el resurgimiento petroquímico en los
EE.UU.; el cuarto panel versará sobre Shale Oil & Gas y Recuperación Terciaria. Supply Chane
y Nuevos Negocios. Además, el Director Ejecutivo de la CIQyP dará una conferencia sobre la
Petroquímica argentina actual y futura.
En este número del Boletín IPA se incluyen, como es habitual, la selección de artículos
técnicos, novedades del ámbito local y regional, y la segunda parte del resumen de la reunión
anual de Fertilizer Latino Americano 2014, realizada en Santiago de Chile. Asimismo, se
encuentra actualizada la sección de indicadores petroquímicos.
Agradecemos la información suministrada por entidades y empresas que contribuyeron para la
redacción de este Boletín.
Hasta la próxima edición.
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ÍNDICE
Selección de artículos de interés
4
Noticias locales e internacionales
7
Calendario de eventos
12
Congresos y reuniones
14
Novedades
16
IPA actividades
27
Índice de costos de plantas petroquímicas IPA
44
Indicadores petroquímicos IPA
48
.
3
SELECCIÓN DE ARTÍCULOS DE INTERÉS
En ICIS Chemical Business del 7/07/14 hay dos notas que se refieren a un mismo tema que
involucra a la cada vez más poderosa empresa INEOS. En 2011 esta compañía y BASF
crearon STYROLUTION como JV de sus respectivos negocios de estirénicos. Así nació el
mayor productor mundial de Estireno, PS y otros derivados plásticos del monómero. Y con él
una racionalización de las capacidades que hizo que el EBIDTA del año pasado superara en un
32% al de 2012. Se incrementaron los márgenes de PS y estireno monómero, pese a que las
ventas cayeron en 2013 un 2,5% frente al periodo anterior. Styrolution cerró una planta en Marl,
Alemania con lo que sus costos fijos y utilización de la capacidad instalada mejoraron. Su
participación en el mercado europeo fue de 24% seguido por Total Pétrochimie y Styron.
Durante los últimos dos años se cerraron plantas (280.000 t/a) con lo que la capacidad de PS
en Europa se redujo a 2.050.000 t/a.
Ahora INEOS estaría pagando 1.100 millones de euros para adquirir el 50% de participación de
BASF en Styrolution aprovechando que su socio BASF está pensando en reducir su exposición
a productos “commodities”. La compra se concretaría en el tercer trimestre de 2014.
Jim Ratcliffe, el chairman y principal accionista de INEOS, ha sido muy crítico con la políticas
europeas en particular energéticas y su impacto en la industria petroquímica. En una carta a
Manuel Barroso, presidente de la Comisión Europea, de abril de 2014 predijo que una porción
significativa de la industria química podría sufrir cierre de sus plantas en los próximos diez años
si no se producen cambios importantes.
INEOS está también muy activo en el negocio del PVC. Junto a la belga Solvay han creado
una de las mayores empresas de producción de vinílicos. Incluso está planeando la
importación de etano desde los Estados Unidos como respuesta al alto costo de la materia
prima para sus crackers. Podría utilizarlo en sus unidades en Grangemouth, Escocia y en
Rafnes, en Noruega. La compañía ha construido un terminal en Amberes que le permitiría
importar hasta un millón de toneladas anuales de etileno. El etileno es vital para su producción
de PVC y los altos costos de energía en Europa afectan también la producción del cloro, el otro
insumo necesario. Otra alternativa que está analizando INEOS es la exploración de Shale gas
en Gran Bretaña como una alternativa para mejorar sus costos de producción de etileno.
Los siguientes perfiles han sido publicados recientemente:
ICIS Chemical Business: Propileno Asia (7/04/14), Epiclorhidrina (7/04/14), Ácidos Grasos
Asia (14/04/14), IPA(14/04/14), 2 EH (21/04/14), Resinas Epoxi (21/04/14), Metanol USA
(5/05/14), MDI Asia (5/05/14), Anhídrido Maleico USA (12/05/14), PMMA Asia (12/05/14),
Etanolaminas EUR (19/05/14), Etanol EUR (19/05/14), Ácidos Grasos EUR (26/05/14), PEAD
Asia (26/05/14), Soda Ash ASIA (2/06/14), MMA USA (2/06/14), IPA (9/06/14), ABS Asia
(16/06/14), PEBD EUR (164/06/14), Butadieno Asia (23/06/14), Acrilonitrilo USA (30/06/14),
PEBDL EUR (30/06/14), MEG Asia (7/07/14), Anhídrido Maleico EUR (7/07/14).
Catalyst 2014 es una revisión anual del mercado de catalizadores, realizado por The
Freedonia Group. Fue publicado en la edición de marzo de 2014 de Hydrocarbon Processing.
En dicho artículo se señala que la demanda global de catalizadores para refinación petrolera,
síntesis química y polimerización crecerá un 5,8% anual hasta alcanzar 19.500 millones de
USD en 2016. El crecimiento está relacionado directamente con el crecimiento en los tres
sectores mencionados, siendo el de polimerización el que más rápido aumenta en las
economías del mundo “en desarrollo” y del Medio Oriente, no así en los países desarrollados.
En la región de Asia Pacífico, China e India son los países de mayor crecimiento y donde más
aumentará la demanda de catalizadores.
En la actualidad la facturación de la venta de catalizadores (15.000 millones de dólares en
2011) es liderada por el sector de refinación petrolera (38,3%), seguido por el de síntesis
química (37,2%) mientras que la polimerización representa el restante 24,5%. Pero el
desplazamiento de materiales tradicionales por polímeros plásticos hará que este último
porcentaje crezca a expensas de los demás. Dentro de la síntesis química las aplicaciones del
Gas de Síntesis son las que más contribuirán al crecimiento global. Otro segmento con mayor
consumo futuro será el de los catalizadores en procesos de hidrotratamiento. Países como
4
SELECCIÓN DE ARTÍCULOS DE INTERÉS
Brasil, China, India y Rusia deberían liderar este sector al ser más estrictos los requerimientos
de combustibles con menores tenores de azufre.
La mayoría de los proveedores de catalizadores son pequeñas empresas locales y regionales.
De las más de 200 compañías que proveen catalizadores, las seis mayores (BASF, W.R.
Grace, Johnson Matthey, Albemarle, Honeywell y Shell) representan un 45% del total de las
ventas. Otras quince compañías tienen 28% adicional.
De la facturación mundial del sector refinador (alrededor de 6.000 millones de dólares) el
hidrotratamiento se lleva el 44,7% y el FCC (cracking catalítico) otro 41,3%. Alquilación alcanza
al 6% mientras que reforming y el resto suma un 7,9%.
El informe se completa con información individual de algunas de las empresas productoras de
catalizadores que incluyen a Axens (IFP), BASF, Criterion, W.R. Grace y Sabin.
Hydrocarbon Processing de abril 2014 dedica una parte importante de sus notas a
“Petrochemical Developments”.
Uno de los artículos fue elaborado por Jean-Paul Laugier, VP de Technip responsable de la
venta de tecnología para la elaboración de Etileno. Posee más de 30 años de experiencia y
estuvo activamente involucrado en la adquisición por parte de su empresa de las tecnologías
de su ex competidor Stone & Webster, lo que le permite a Technip ofrecer dos procesos
diferentes para la producción de etileno (olefinas). Se señala que entre los años 2000 y 2013 la
capacidad mundial de etileno creció de 100 a 155 millones de t/a. Más del 70% de la nueva
capacidad agregada en esos trece años fue en dos regiones del mundo: Medio Oriente y
China. En la primera región la capacidad pasó de 6,5 a 30 millones t/a mientras que la de
China se incrementó de 4,3 a 20 millones t/a. En Medio Oriente, la mayoría de las nuevas
plantas eran de gran tamaño y desde el 2005 se construyeron 15 crackers a base de materias
primas gaseosas y cada una superando el millón t/a. Últimamente los nuevos crackers ya
tienen capacidades de 1,5 millones t/a cada uno, el doble de las unidades que se construían en
la década pasada. En China, en cambio los crackers que se están construyendo parte de
materias primas líquidas. La limitada disponibilidad de naftas petroquímicas en este país ha
hecho que la mitad de las nuevas unidades chinas usen cortes líquidos aún más pesados, con
punto de ebullición final pro encima de los 540 ºC.
Pero la aparición del Shale Gas en los Estados Unidos ha desplazado el uso de cortes líquidos
por gaseosos. Por un lado todas las plantas nuevas usarán etano pero por la otra varias de las
existentes dejarán de usar LPG y nafta y serán adaptadas para usar etano. La menor
producción de propileno será compensada con la instalación de unidades de deshidrogenación
de propano.
Otro de los artículos dedicados a temas petroquímicos se titula “Improve the cracking of
ethylene dichloride” y será de especial interés para los productores de VCM/PVC. Fue
elaborado por la empresa Linde y se refiere al horno de cracking, que es el corazón del
proceso. Opera a temperaturas de 475-525 ºC, presiones de 11 a 20 atm y los tiempos de
residencia oscilan entre 20 y 30 segundos. La conversión del proceso es de 53 a 58 por ciento,
valor que permite maximizar la selectividad y reducir el coqueo de reactivos y productos. Los
procesos de craqueo se dividen generalmente en dos categorías según la presión. Los de alta
presión (20 atm) son conocidos como de diseño líquido o “once-through” en que el líquido es
alimentado en el tope de la zona de convección. Es vaporizado en la zona baja de convección
en un tipo de tubo de especial configuración, antes de ser craqueado en la zona radiante.
Los de baja presión (11 atm) vaporizan el líquido fuera del horno. El vapor resultante es
introducido en la sección de baja convección y luego pasado a la sección radiante de la unidad
de craqueo.
El proceso de craqueo de EDC a VCM requiere de un horno capaz de proveer la temperatura
adecuada y un tiempo de residencia con una aceptable caída de la presión para las reacciones
endotérmicas típicas del cracking. Adicionalmente, el horno debe ser diseñado para minimizar
la generación de subproductos y carbón.
5
SELECCIÓN DE ARTÍCULOS DE INTERÉS
El tamaño de los hornos de craqueo no logra exceder las 265.000 t/a de VCM ya que por
encima de esta capacidad aparecen varias limitaciones que tienen que ver con el número de
tubos que pueden usarse en la zona radiante.
Finalmente el artículo presenta una lista de consideraciones (costo de capital, operación de la
planta, optimización de la misma) a tener en cuenta para el correcto diseño de un horno de
EDC.
Un tercer y último artículo se denomina “New catalyst increases FCC olefin yields” y fue
elaborado en forma conjunta por CEPSA y BASF (New Jersey). Los resultados fueron
obtenidos en una de las tres refinerías que CEPSA posee en España y cuya localización es La
Rábida. En esta destilería la empresa española opera una unidad de cracking catalítico (FCC)
que ha venido obteniendo altos rendimientos (yields) en propileno en los últimos 25 años.
Además posee la ventaja de que el sitio petroquímico es vecino y está bien integrado con la
refinería.
Se definieron cuatro objetivos para el nuevo catalizador a desarrollar:
1) aumentar los rendimientos en olefinas (propileno e isobutileno)
2) mantener volúmenes similares de nafta liviana craqueada con mayor producción de
propileno)
3) aumentar la conversión y la degradación de los cortes pesados
4) aumenta la capacidad y flexibilidad para procesar petróleo no convertido (“unconverted
oil”) del hidrocracker y otras alimentaciones no convencionales del FCC
Se señala que normalmente una unidad de FCC produce entre 4 y 6 % de propileno según cuál
sea el tipo de materia prima, condiciones operativas y catalizador de FCC. Incluso optimizando
todos estos factores se puede aumentar la producción hasta niveles de 12% de propileno. Para
lograr esto último se agrega un aditivo de zeolita ZSM-5 pero reduciendo la conversión del
FCC.
Al final del artículo se presenta un Benchmarking preparado en base a los rendimientos de
propileno de unas 20 a 30 unidades de FCC en todo el mundo. Se observa que el catalizador
utilizado actualmente en la refinería de La Rábida es el que posee mayores rendimientos en
propileno e isobutileno. Al maximizar esta última olefina, utilizada para la producción de MTBE,
ha permitido minimizar las importaciones de materias primas (nota: sería etanol) para la
producción alternativa de ETBE.
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NOTICIAS LOCALES E INTERNACIONALES
ARGENTINA
En Neuquén YPF logró la mayor producción de petróleo de los últimos seis años
YPF continúa incrementando su producción de petróleo en Neuquén. En el mes de mayo,
alcanzó los 63.420 barriles de petróleo diarios, lo que representa un crecimiento del 57% de la
producción operada por la empresa respecto a abril de 2012 y el nivel más alto desde julio de
2007.
Estos resultados no contemplan la contribución de Yacimientos del Sur, cuyos activos YPF
adquirió a Apache por 800 millones de dólares en febrero de este año.
Si se consideran los números en forma integrada (YPF + YSUR), la producción de petróleo en
el mes de mayo alcanzó los 70.094 barriles de petróleo, el nivel más alto de los últimos 8 años
y medio. Con relación a abril de 2012, esta producción representa un crecimiento del 74%.
También se consolida el crecimiento de la producción de gas por YPF en Neuquén. En mayo
alcanzó los 22,31 millones de metros cúbicos diarios de gas, el nivel más alto desde enero de
2011. Si se suma la contribución de YSUR, se llega a los 26,24 millones de metros cúbicos de
gas diarios, lo que representa un crecimiento del 35% respecto a la producción de abril de
2012.
Con estos niveles de producción YPF se consolida como el principal operador de la provincia
de Neuquén con el 56% de la producción total de petróleo de la provincia de Neuquén y el 42%
del gas. Si se incluye a YSUR, estos números se elevan a 62,25% y 49,99%, respectivamente.
Proyectan que las exportaciones de biodiesel podrían cerrar el año en volúmenes
similares a los de 2012.
Los cambios impositivos que dispuso el Gobierno en los últimos días impulsaron nuevamente
las exportaciones del biodiesel, que podrían volver al ritmo de 2012, lo que reportaría ingresos
al país por más de 1.000 millones de dólares.
Creció 10% la producción de biodiesel este año.
La producción de biodiesel aumentó 10% en el primer cuatrimestre del año con relación al
mismo período del 2013. Tras alcanzar un récord en 2012, la producción de biodiesel se había
contraído 18,7% en 2013 pero este año inició un proceso de recuperación.
Tras vender su negocio de biodiesel Molinos ganó 210 millones de pesos este año
La alimenticia Molinos Río de la Plata, de la familia Perez Companc, volvió a presentar un
balance positivo. Entre otros motivos, la venta de la participación accionaria en Renova, el
negocio de biodiesel que compartía con Oleaginosa Moreno y Vicentín, permiten reducir la
deuda estructural (definida como la porción de deuda que excede el capital de trabajo), en vista
de los riesgos potenciales y la volatilidad de los resultados. La empresa agregó que, tras esta
venta, la deuda estructural queda en un nivel muy prudente de aproximadamente $ 1.390
millones.
Los resultados de Renova impactaron en el balance del año pasado, en medio de una de las
peores crisis que viviera la industria del biodiesel y que se extiende hasta la actualidad. En
2012, el Gobierno aumentó las retenciones a las exportaciones del producto y fijó una nueva
escala de precios en el mercado interno que perjudicaron a las empresas más grandes. En
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NOTICIAS LOCALES E INTERNACIONALES
paralelo, recrudecieron las acciones de productores europeos de biodiesel en contra de las
importaciones locales. Esto determinó un aumento en los aranceles de importación que dejó al
biodiesel local fuera de competencia en ese mercado.
BOLIVIA
Detectan megacampos de gas y petróleo en cuatro regiones del país
La petrolera GTLI que está en sociedad con YPFB para explorar los bloques Río Beni (La Paz,
Beni y Pando), Almendro y Cupecito (Santa Cruz) e Itacaray (Chuquisaca) detectó dos
megacampos de gas y petróleo que beneficiarán a cuatro regiones.
El bloque Itacaray, ubicado en el departamento de Chuquisaca, al lado mismo del mega campo
más grande del país, Margarita-Huacaya, puede contrarrestar la declinación de gas en unos
cuatro años pues tiene un estimado de 3 TCF.
Asimismo, la empresa estima que en el bloque Río Beni existen reservas de por lo menos
1.000 millones de barriles de petróleo. La empresa prevé próximamente perforar el primer pozo
a unos 1.800 m.
BRASIL
Producción de petróleo del Presal
En este momento hay 9 unidades offshore de producción, almacenamiento y descarga que
operan en el pre-sal de Brasil, y en el año 2020, Petrobras espera que contar con otros 24
sistemas de producción en el pre-sal, produciendo alrededor de 2 millones de b/d de petróleo.
Mientras que la capa pre-sal de hoy representa el 16% de la producción total de Petrobras de
2,1 millones de b/d de petróleo, en 2020 se estima que habrá crecido al 53% de la producción
total, que para entonces será de 4,2 millones de b/d.
Petrobras informó que planea invertir 153,9 mil millones de dólares entre 2014 y 2018 en
exploración y producción, de los cuales 23 mil millones de dólares se destinarán a exploración.
La empresa invertirá 6.400 millones de dólares en el pre-sal.
El área de producción recibirá una inversión 112,5 mil millones de dólares, con 71,8 mil
millones que van hacia el pre-sal. Las inversiones en infraestructura ascenderán a 18 mil
millones de dólares.
Adicionando 44,8 mil millones de dólares en inversiones de los socios de Petrobras, el gasto
total en exploración y producción durante ese período llegará a 198,7 mil millones de dólares.
Puede impugnarse la compra de Solvay por Braskem
El Superintendente General del Consejo Administrativo de Defensa Económica (Cade)
recomendó al tribunal la impugnación de la adquisición de Solvay, Argentina por parte de la
empresa petroquímica brasileña Braskem. Después de evaluar los datos de las transacciones y
la nueva información proporcionada por las sociedades, el Superintendente entiende que la
fusión de las dos compañías "crearía un monopolio" de Braskem en S-PVC y E-PVC productos
que se utilizan principalmente en la industria de la construcción.
Según la Superintendencia, la operación también elevaría la concentración del mercado de la
sosa cáustica, que se utiliza en la pasta y el papel, petroquímica y metalurgia, en la que
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NOTICIAS LOCALES E INTERNACIONALES
participarían solamente tres competidores fuertes. El acuerdo, anunciado en diciembre del año
pasado, está valorado en 290 millones de dólares.
Los Consejeros de Cade pueden o no aceptar la opinión al juzgar la compra de 70,59% del
capital social de Solvay Indupa por Braskem.
Crisis profunda en el sector sucroalcoholero brasileño
El sector sucroalcoholero de Brasil atraviesa una profunda crisis luego de un prolongado
período de debilidad de los precios, que estaban por debajo de los costos operativos y
financieros en la mayoría de los ingenios brasileños.
Cerca de 10 ingenios permanecerían cerrados en esta zafra, y más de 40 ya clausuraron sus
puertas en los últimos años. Otros 30 están en proceso de reestructuración, y un puñado de
otros amaga una situación financiera precaria
En este contexto algunos vislumbran una nueva ola de consolidación en el segmento. Entre
otros se perfila Bunge como probable vendedora de sus deficitarios activos sucroalcoholeros.
Otro grupo que analiza replantear sus negocios sucroalcoholeros si el gobierno no introduce
cambios para mejorar la rentabilidad del sector, es Odebrecht, en cuyo segmento
sucroenergético tendría un endeudamiento del orden de R$ 10 mil millones.
COLOMBIA
Ecopetrol desembarcó con 7 bloques en Brasil
Actualmente, Ecopetrol tiene siete bloques en Brasil, para un aproximado de 20 bloques en el
extranjero. Precisamente, Brasil y Perú fueron los países donde la compañía puso primero su
bandera, al concretar sus dos primeros negocios entre finales de 2006 y mediados de 2007.
Ecopetrol Oleo e Gas Do Brasil Ltda. es la subsidiaria de propiedad 100% de Ecopetrol.
Actualmente tiene participación en bloques de exploración offshore en las cuencas Foz de
Amazonas, Potiguar y Ceará. Así mismo, el consorcio conformado por Petrobras, Petrogal y
Ecopetrol presentó en 2007 la oferta vencedora para el bloque CM-593, localizado en la
cuenca Campos. La empresa colombiana tiene una participación de 37,5%.
Ecopetrol empezó sus actividades en Brasil 2006 y en 2009, inauguró la primera oficina en Rio
de Janeiro.
MÉXICO
Alfa analiza construcción de petroquímica con Pemex
El conglomerado mexicano Alfa, uno de los mayores del país, está evaluando asociarse con la
petrolera estatal Pemex para construir una planta petroquímica con una inversión de 800
millones de dólares.
Alfa, que opera a la petroquímica Alpek y a la firma de energía Newpek, se ha estado
preparando para participar activamente en la apertura del sector energético tras la reciente
reforma al sector.
La planta en asociación con Petróleos Mexicanos (Pemex) estaría en el sur de México y
produciría glicol de etileno, un petroquímico que se usa para producir anticongelantes y otras
materias primas que se usan en las industrias automotriz, textil y de construcción.
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NOTICIAS LOCALES E INTERNACIONALES
PERÚ
Camisea eleva en 260% producción de hidrocarburos
El inicio de la operación del gas natural de Camisea en 2004 permitió un crecimiento del 260%
en la producción de hidrocarburos y 92% en la generación de electricidad durante los primeros
diez años del proyecto energético.
En ese lapso el PBI de la economía ha aumentado en 86%, la producción de electricidad ha
crecido 92% y la de hidrocarburos en 260%.
Se prevé que sigan manteniéndose las altas tasas de aumento en el sector de energía.
Petroperú modernizará refinería Talara
El directorio de Petroperú, aprobó la suscripción del contrato para ejecutar el Proyecto de
Modernización de la Refinería Talara-(PMRT), el cual comprende el incremento de la
capacidad de refinación de 65 mil a 95 mil barriles por día y la construcción de nuevas
unidades de procesos de alta complejidad tecnológica.
La ejecución del PMRT permitirá mejorar la calidad de los combustibles al producir diésel 2,
gasolinas y gas licuado de petróleo (GLP), con un contenido menor a 50 partes por millón de
azufre, lo que redundará en un aire más limpio y menores gastos en salud para la población.
De esta forma, concluye un arduo y complejo proceso de estudios ambientales, técnicos,
económicos, financieros y legales y todo queda listo para que Petroperú y la firma de ingeniería
Técnicas Reunidas de España suscriban el contrato para la construcción de la nueva Refinería
Talara.
URUGUAY
Uruguay culmina fase de exploración y pasará a perforar en busca de petróleo
Uruguay entró en una nueva fase en la búsqueda de hidrocarburos en su plataforma marítima
tras la conclusión de los trabajos de exploración y prospección que permitirán arrancar el
próximo verano con las primeras perforaciones
Las empresas petroleras británicas BP y BG, la irlandesa Tullow Oil, y la francesa Total
gastaron unos 2.000 millones de dólares en analizar varios bloques exploratorios que se
adjudicaron en 2012 en una licitación denominada Ronda Uruguay II.
En este período las empresas han levantado más de 38.000 km2 de datos sísmicos en tres
dimensiones, más de 7.500 km2 de datos sísmicos en dos dimensiones, tomaron alrededor de
250 muestras de sedimentos y levantaron datos de 164 estaciones de magneto-telúrica.
La empresa Total perforaría un pozo hacia finales de 2015 en aguas ultraprofundas. Esta
perforación se realizará a unos 200 km de la costa uruguaya y tendrá una profundidad de unos
3.000 m.
Las otras empresas podrán también perforar si así lo desean una vez que analicen los datos
recopilados.
Ancap licitará siete bloques para la búsqueda de petróleo
Ancap lanzará un llamado internacional a compañías del sector para adjudicar siete bloques
para exploración y producción de hidrocarburos en tierra firme por un período de 30 años.
La empresa pública está ultimando los detalles de la convocatoria, que a más tardar saldrá en
el último trimestre de este año.
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NOTICIAS LOCALES E INTERNACIONALES
El ente trabaja en la definición del llamado, luego que la firma argentina YPF culminara su
contrato de prospección en un amplio bloque de unos 10.000 km2 del norte y noreste del país
en los departamentos de Salto, Artigas y Rivera. La petrolera argentina había asumido el
control de esta zona en marzo de 2012 y decidió no seguir adelante con la fase exploratoria.
Ahora, Ancap ofrecerá a los interesados en invertir para la búsqueda de gas o petróleo en el
subsuelo uruguayo, la posibilidad de cerrar un contrato de producción a tres décadas. Para
hacer más atractivo el negocio, los técnicos del área de exploración y producción de la
compañía dividieron en siete bloques la zona que poseía YPF.
VENEZUELA
Venezuela anuncia exploración de gas de esquisto en asociación con Petrobras
Venezuela comenzará su primera exploración de gas de esquisto en el oeste del país, en el
Lago de Maracaibo.
El joint venture, denominado Petrowayu, está integrado con la participación mayoritaria de
PDVSA, con Petrobras que participa con el 36% y Williams International Oil & Gas de los
EE.UU. con 4%.
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CALENDARIO DE EVENTOS
Evento
Fecha
Lugar
Interplast Brasil 2014
18 al 22/8/2014
Joinville SC
Brasil
LAPPC 2014 – Latin American
Petrochemical and Polymers
Conference and Industry
Workshops
10 al 12/9/2014
San Pablo
Brasil
Rio Oil & Gas
15 al 18/9/2014
Río de Janeiro
Brasil
16/9/2014
Buenos Aires
Argentina
Instituto Petroquímico Argentino
www.ipa.org.ar
3th World Shale Oil & Gas Latin
American Summit
24 al 26/9/14
Buenos Aires
Argentina
www.world-shale.com
Colombiaplast - Expoempaque
2014
29/9 al 3/10/2014
Bogotá
Colombia
Interplas 2014
30/9 al 2/10/2014
Birmingham
Reino Unido
Equiplast 2014
30/9 al 3/10/2014
Barcelona
España
1er. Congreso Internacional de
Silo Bolsa
13 al 16/10/2014
Mar del Plata / Balcarce
Argentina
APFM Environmental
Conference
19 al 21/10/2014
San Antonio, Texas
EE.UU.
AFPM - American Fuel & Petrochemical
Manufacturers
www.afpm.org
Ingeniería 2014 –Latinoamérica y
Caribe
Congreso y Exposición
4 al 6/11/2014
Costa Salguero
Buenos Aires
Argentina
CAI- Centro Argentino de Ingenieros
www.cai.org.ar
coordinació[email protected]
5th Annual World Shale Oil &
Gas Summit 2014
4 al 7/11/2014
Dallas
EE.UU.
Curso de Introducción a la
Industria Petroquímica
5 y 6/11/2014
Río de Janeiro
Brasil
PetroChemical Consulting Alliance
[email protected]
7/11/2014
Río de Janeiro
Brasil
PetroChemical Consulting Alliance
[email protected]
APLA 34ª Reunión Anual
Latinoamericana de
Petroquímica
8 al 11/11/2014
Río de Janeiro
Brasil
Asociación Petroquímica Latinoamericana
www.apla.com.ar
Plastimagen México 2014
18 al 21/11/2014
México DF
México
ExpoPlast 2014
19 al20/11/2014
Montreal
Canadá
Cuarta Jornada Comercial
Seminario Petroquímico 2014
Organizador
Messe Brasil
www.interplast.com.br
HIS Chemical
www.ihs.com
IBP
www.ibp.org.br
Acoplásticos
www.colombiaplast.com
www.britishplasticshow.com
Fira de Barcelona
www.equiplast.com
www.congresosilobolsa.com.ar
www.world-shale.com
E.J. Krause de México
www.plastimagen.com.mx
UBM Canon
www.canontradeshows.com
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CALENDARIO DE EVENTOS
Evento
Fecha
Lugar
AFPM 2015 Annual Meeting
22 al 24/3/2015
San Antonio, Texas
EE.UU.
NPE 2015 The Internacional
Plastics Showcase
23 al 27/3/2015
Orlando, Florida
EE.UU.
SPI
www.npe.org
AFPM 2015 International
Petrochemical Conference
29 al 31/3/2015
San Antonio, Texas
EE.UU.
AFPM
www.afpm.org
5 al 9/5/2015
Milán
Italia
Feiplastic 2015
Feira Internacional do Plástico
18 al 25/5/2015
Anhembi, San Pablo
Brasil
FullPlastic Chile 2015
Feria International del Plástico
24 al 26/7/2015
Santiago
Chile
45 World Chemistry Congress
9 al 14/8/2015
Bexco, Busan
Corea
IUPAC – International Union of Pure and
Applied Chemistry
www.iupac2015.org
EPCA Annual Meeting
4 al 8/10/2015
Viena
Austria
The European Petrochemical Association
www.epca.eu
AOG Argentina Oil & Gas Expo
2015
5 al 8/10/2015
Predio La Rural
Buenos Aires, Argentina
IAPG
www.iapg.org.ar
Argenplas 2016
13 al 16/6/2016
Centro Costa Salguero
Buenos Aires, Argentina
CAIP Cámara Argentina de la Industria
Plástica
[email protected]
K 2016 International Trade Fair
for Plastics and Rubber
19 al 26/10/2016
Düsseldorf
Alemania
Messe Düsseldorf
www.k-online.de
2 al 6/10/2017
Barcelona
España
WCEC
World Chemical Engineering Council
Plast 2015
th
th
10 World Congress of Chemical
Engineering WCCE-10
Organizador
AFPM - American Fuel & Petrochemical
Manufacturers
www.afpm.org
Promaplast Srl
www.plastonline.org
Reed Exhibitions Alcantara Machado
www.reedexpo.com
FISA SA y Asociación Gremial de
Industriales del Plástico (ASIPLA)
www.fullplast.cl
13
CONGRESOS Y REUNIONES
- Organizada por la Asociación Petroquímica Latinoamericana, se llevará a cabo, entre los días
11 y 12 de agosto, la 16ª Reunión Latinoamericana de Logística. En esta oportunidad, la sede
será el Hotel NH City & Tower, Buenos Aires. Esta actividad reúne a ejecutivos y profesionales
de la industria con los proveedores del sector.
Se cubrirá el siguiente temario: Análisis Económico Regional; Visión del sector petroquímico y
químico en América Latina; Presentación por parte de empresas de mejoras en la cadena
logística; Panel de costos y tendencias de transporte marítimo y terminales; Shale Gas-Impacto
en la logística; Puertos de la región; Transporte ferroviario; Nuevas prácticas: Armonización.
- Entre los días 10 y 12 de setiembre de este año, se realizará en San Pablo, Brasil, la 4ª
Conferencia Anual Petroquímica y de Polímeros de América Latina y el Taller sobre “Cómo
enfrentar una situación de sobrecapacidad”.
IHS presenta este evento que reúne la experiencia del mercado y las ideas de los mayores
players en los mercados latinoamericanos.
La convergencia única de información, comprensión y análisis de IHS a través de una gran
amplitud de las áreas lo ayudará a “conectar los puntos” y navegar a través de las
complejidades del mercado, proporcionando un marco para ayudarle a tomar decisiones
óptimas para moldear el futuro de su empresa.
Los temas a tratar serán:
• El panorama económico mundial ofreciendo un pronóstico preciso de la situación
• El impacto del gas de esquisto (Shale Gas) en el flujo comercial cambiante del
polietileno
• Perspectivas para los principales productos básicos, entre ellos: Polietilenos,
polipropileno, PS, EPS, ABS, policarbonato, nylon 6 y 66, PET, PVC y la cadena de
vinilos clorados
• El desarrollo de las estrategias para entrar en nuevos mercados; la preparación para
enfrentar la afluencia de poliolefinas en Latinoamérica
• Aplicaciones de los plásticos verdes
• Nuevos horizontes para la industria petroquímica brasileña
- El próximo 16 de setiembre se realizará, en el Hotel El Conquistador, la Cuarta Jornada
Comercial.
El temario de este año está orientado hacia un posible cambio de escenario en la industria
petroquímica. Los temas serán: La Economía y el Comercio Exterior. Perspectivas; La
Petroquímica Actual y la del Futuro; ShaleOil & Gas y Recuperación Terciaria (EOR). Supply
Chain y Nuevos Negocios; La Petroquímica en la Góndola; USA vuelve a ser Potencia
Petroquímica?
14
CONGRESOS Y REUNIONES
- El viernes 7 de noviembre de este año se realizará, en Río de Janeiro, el Seminario
Petroquímico 2014, organizado por PetroChemical Consulting Alliance (previo a la reunión
anual de APLA).
Esta actividad estará conformada por cuatro paneles: Materias Primas, Olefinas y Aromáticos;
Panorama de la Industria; Tecnologías de Poliolefinas y Productores y Aplicaciones.
- Entre los días 8 y 11 de noviembre se llevará a cabo la 34 Reunión Anual Latinoamericana de
Petroquímica. Este año se realizará en el Hotel Sofitel de Río de Janeiro, Brasil.
15
NOVEDADES
NOTICIAS SOBRE FERTILIZANTES – Segunda Parte
Entre el 15 y 17 de febrero se desarrolló en Santiago de Chile la tradicional reunión anual de
Fertilizer Latino Americano 2014 organizada conjuntamente por Argus FMB y CRU, la misma
contó con más de 500 delegados de América y del resto del mundo.
En esta nota se resumirá la segunda parte de los trabajos que más se acercan al interés del
Sector petroquímico Argentino. La mayoría de las transparencias están en inglés, y se presentan
con comentarios.
FERTILIZAR
Presentación de María Fernanda González
La autora presenta un trabajo comparativo de la variación de los suelos prístinos (nunca
labrados) frente a más de un siglo de explotación agrícola, para la zona de la Pampa Húmeda.
Es notable la caída de nutrientes, materia orgánica y la acidificación de los suelos. Inclusive en
el caso del Potasio, del cual nuestros suelos son muy ricos, la pérdida es significativa, aunque
todavía no afecta los rindes.
Luego se presenta un análisis del mercado argentino, se incluyen aquí las transparencias de
mayor interés para el sector petroquímico.
Estacionalidad marcada
16
NOVEDADES
Preponderancia de la distribución en bolsas
17
NOVEDADES
La reposición de nutrientes es aún insuficiente, en el caso del Potasio, la riqueza de nuestros
suelos lo hace innecesario, pero esa ventaja, algún día desaparecerá, inclusive el INTA comenta
que en algunos suelos se comienza a observar aumento de rinde con la incorporación del
mencionado nutriente.
18
NOVEDADES
Finalmente se presenta la proyección que hace FERTILIZAR de la demanda de fertilizantes al
año2020 que superaría las 9 MMT/año.
19
NOVEDADES
LA INDUSTRIA DE FERTILIZANTES BRASILEÑA
John Sinden - Consultor
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
En 2016 la Presidente de Brasil propuso la autosuficiencia para 2020; el
autor no cree que eso sea posible ya que en 2012 Brasil importó :
• 70% del Nitrógeno utilizado (2,7 MMT)
• 50% del Fósforo utilizado (3,3 MMT)
• 90% del Potasio utilizado (4,5 MMT)
En tanto que para 2020 estima que Brasil necesitará importar
• 3,5 MMT de Nitrógeno
• 3,3 MMT de Fósforo
• 6,4 MMT de Potasio
Lo que dio origen a ese sueño, fue el boom de precios de la primera mitad
de 2008 en petróleo y granos, ya que el mayor precio de los granos, hizo
aumentar la demanda de fertilizantes y por ende sus precios.
Pero esto no fue la primera vez, en los 70’s se produjo el “Great Grain
Robbery” y compara las dos épocas:
El aumento en la cuenta de importación de fertilizantes creció en cerca de
9.000 MMUSD entre 2007 y 2008, aunque se contrabalanceó con las
exportaciones agrícolas, sorprendió al gobierno. En 2009 los pequeños
mineros salieron a buscar P y K, mientras que Vale, compró activos en
Brasil y en el exterior.
En 2010 lanzó los 5 grandes proyectos. QUE ERAN EL SUEÑO.
Salitre Fosfatos en Brasil- Evate Fosfatos en Mozambique.
Potasio Carnalita en Brasil-Potasio Río Colorado en Argentina- Potasio en
Canadá
El sueño del Nitrógeno: gran parte del costo es el precio del gas natural,
precio que controla Petrobras, lo que hace difícil que un inversor privado
invierta en un negocio dependiendo de Petrobras.
El sueño de los Fosfatos: Brasil tiene limitados recursos de fosfatos y no en
las mejores ubicaciones estratégicas. En 2011 había 3.000 MMt/a de
proyectos para concentrados.
El sueño del Potasio: éste es el más difícil. Vale tiene capacidad limitada, los
depósitos del NE son de Carnalita, se requerían 3.000 MMUSD para
producir 900.000 t/a de ClK.
Los grandes depósitos de Potasio están en el Amazonas, la licencia de un
proyecto privado fue cancelada y hay lógicos problemas ambientales.
Los proyectos en Canadá y en Argentina seguirían siendo de importación y
el precio del Potasio arrojó como resultado la no viabilidad de ambos
proyectos.
20
NOVEDADES
DEMANDA DE FERTILIZANTES
•
•
•
Desde los 70’s al presente pasó de ser importador de alimentos a un gran
exportador (50MMt/a en 1970 >>284MMt en 2012). Compite con Europa y
Estados Unidos. Gran parte de este crecimiento ocurrió en el “Cerrados”,
región caracterizada por su déficit de nutrientes, tiene sol y agua, con
fertilización producen soja, maíz, algodón, etc. Pero sufre de pobre logística
e infraestructura.
Los fertilizantes son la clave para liberar todo este potencial, para ello se
necesita gas natural y el autor se pregunta, si se desea autosuficiencia ¿Por
qué subsidiar el combustible para los autos de Río y San Pablo, en lugar de
FAVORECER EL PRECIO del gas para NH3/UREA?
Se pregunta cuán serio es el gobierno en desarrollar el Potasio del
Amazonas, ya que la única licencia a una empresa privada canadiense fue
revocada.
21
NOVEDADES
CAMBIOS OCURRIDOS EN 2013
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Hubo cambios económicos que clarificaron varios temas.
El balance de pagos de Brasil cayó y es el peor de muchos años.
Se produjo una cierta declinación en el ciclo Agrícola/ Commodities.
Caída de la inversión en fertilizantes.
Los cambios mencionados fueron y son serios.
Los precios de los fertilizantes bajaron mucho más que los de los productos
agrícolas.
El menor déficit en fertilizantes llevó al gobierno a bajar la prioridad de la
autosuficiencia y a hacer planes viables más realistas.
Los planes prevén bajar la dependencia de fertilizantes importados de 70%
a 60% para 2018: Pero el aumento de la producción agrícola la volvería otra
vez al 70%. Este crecimiento agrícola se debe a más tierra, más agua y sol.
CONCLUSIÓN: La Autosuficiencia en fertilizantes para 2020, es un
sueño inviable. ¿Viable en el futuro? Puede ser, pero no sería
económicamente viable
22
NOVEDADES
EL MERCADO DE FERTILIZANTES EN CHILE
Claudio Morales Godo, CEO de Soquimich Comercias S.A.
•
•
Chile consume 1,1MMt/a de fertilizantes, el 47% de esto lo representa la
Urea Granulada (cerca de 500.000 t/a). Un 27% son los diversos derivados
del fósforo, y el ClK (MOP Muriato de Potasio) es el 10%, cuyo consumo se
relaciona muy bien con el de los derivados del Fósforo.
Los fertilizantes representan un 15% del costo total de producción, variando
de 4 al 8% para cultivos intensivos y alrededor del 30% para los cereales.
Se estima que los fertilizantes representan un 16 % del PIB agrícola
/frutícola.
•
•
23
NOVEDADES
•
•
Las importaciones se han mantenido estables desde 2007 a 2012 en el
orden de 600MT/a, centradas en N, P, K y sus mezclas. Existe una
demanda de cerca de 100MT/a de Urea Industrial.
Aparece una producción local de 1,4MMT/a y exportaciones de 1,3MMT/a.
El autor no aclara si la producción y las exportaciones son mezclas o
fertilizantes naturales.
24
NOVEDADES
•
•
•
El 40% de los fertilizantes se venden como mezclas físicas., que utilizan
nitratos (¿naturales?).
Se utilizan compounds (compuestos) como reemplazo de mezclas físicas.
Se utilizan 80.000 toneladas de productos solubles, fundamentalmente
Nitratos de Calcio y de Potasio.
25
IPA ACTIVIDADES
26
IPA ACTIVIDADES
Organizado por la comisión de Materias Primas y Energía, el 27 de mayo se realizó, en la sede de
IRAM, el seminario “El futuro energético argentino. Mitos y realidades”. Esta actividad se dividió en
dos paneles, “El sistema eléctrico argentino” y “El dilema energético argentino” compuestos por
reconocidos profesionales. Contó con la presencia de más de 70 personas.
A continuación se presenta un resumen de las conferencias realizadas en el panel “El sistema
eléctrico argentino: Generación, Transporte, Demanda y Fuentes alternativas de generación”, las
presentaciones completas se encuentran disponibles en el sitio web del IPA.
Expansión del sistema eléctrico con énfasis en las fuentes alternativas
Jorge Luis Agüero
IITREE, Facultad de Ingeniería, Universidad Nacional de La Plata
Las instalaciones de generación eléctrica pueden ser aisladas o conectadas a la red eléctrica.
Generalmente las instalaciones aisladas de la red son de pequeña potencia y usadas
principalmente en zonas rurales para cargar baterías. De esta manera es posible disponer de
energía eléctrica aún en períodos sin viento o sin sol.
La energía cinética del viento o energía eólica se utiliza mediante su conversión a energía
mecánica o eléctrica. Hoy día los dos tipos de aplicaciones básicas más difundidas de la energía
eólica son la extracción de agua por bombeo y la generación de energía eléctrica.
Argentina es un país con larga tradición en el uso de energía eólica para extracción de agua en
zonas rurales. En el año 2008 se estimó que la llanura pampeana tenía la mayor concentración
mundial de molinos de viento para extracción de agua con más de 400.000 unidades instaladas.
El ahorro en energía eléctrica equivalente producido por los 400.000 molinos de viento de la
región pampeana podría resultar de aproximadamente 400 GWh. Esto equivale a un 0,3 % de los
130.000 GWh de energía eléctrica generada durante 2013.
Las primeras máquinas industriales para generar electricidad a partir de la energía eólica
aparecieron a comienzos del siglo XX. Los mayores costos relativos de esas tecnologías
impidieron su uso en una época dominada por el petróleo y sus derivados.
El viento surge como fuente de energía económicamente viable en 1973 cuando finaliza la era del
petróleo barato.
En la actualidad, el alto grado de desarrollo tecnológico alcanzado por los modernos
aerogeneradores permite que el viento aporte un porcentaje relevante de la generación eléctrica
en muchos países.
La combinación de energía eólica con energía hidráulica, que utiliza el mismo sistema de
transporte de energía eléctrica, permite almacenar la energía cinética del viento como energía
potencial del agua de un embalse.
El viento es aprovechable para la generación eléctrica a partir de los 5 m/s. Argentina tiene más
del 70% de los vientos con velocidad media anual superior a los 5,5 m/s medida a 80 metros de
altura (molinos de 2 MW).
27
IPA ACTIIVIDADES
S
La costa de
d la provin
ncia de Bue
enos Aires tiene vientos superiorres a 6,5 m
m/s, y en su
u costa surr
superan lo
os 8,5 m/s. El sur y centro de Pattagonia tien
ne vientos con
c promedio de veloc
cidades que
e
superan lo
os 10 m/s.
En 1982, la Sociedad
d Cooperativva Popular Limitada (S
SCPL) insta
aló un conve
ertidor eólic
co prototipo
o
de 20 KW
W en Como
odoro Rivad
davia, Chub
but. Posteriiormente en 1994 insstaló el prim
mer parque
e
eólico com
mercial argentino, denominado “An
ntonio Morá
án”, con doss molinos de
e 250 KW cada
c
uno.
En 1997, instala otross 8 generad
dores eólico
os de 750 KW
K cada un
no que sum
mados a los
s existentess
totalizan 6,5 MW, sien
ndo, para esa
e fecha, el
e mayor parrque eólico de Sudamé
érica. En 20
000, instala
a
otros 16 ae
17,7 MW.
erogeneradores de 700
0 KW c/u, totalizando
t
En 2011, la
l provincia
a de La Rio
oja (75%) y la Nación, mediante la empresa estatal Enarsa (25%))
inauguraro
on en Araucco el mayor parque eó
ólico de Arg
gentina a esa
e fecha. E
Este parque comenzó
ó
de 25,2 MW
con 12 aerrogenerado
ores de 2,1 MW c/u co
on una capa
acidad de generación
g
W. En 2014
4
ingresaron
n otros 12 nuevos
n
aero
ogeneradorres que elev
varon la ca
apacidad a 5
50,4 MW. En
E 2013 se
e
licitaron 24
4 nuevos ae
erogenerado
ores que lle
evarán la po
otencia a 10
00 MW para
a fines de 2014.
mentada por el Decreto
o Nº 562/09
9, impulsó el
e “Régimen de Fomentto Nacionall
La Ley 26.190, reglam
para el uso
o de fuentess renovable
es de energ
gía destinad
das a la gen
neración elé
éctrica”. Esttablece que
e
en el plazo
o de 10 año
os el 8% de
el Consumo
o Eléctrico tiene
t
que se
er abastecid
do a partir de
d Fuentess
Renovable
es de Energ
gía.
288
IPA ACTIIVIDADES
S
Debido a las diferenccias regulattorias y cosstos financieros, el prrecio de la energía en
n Argentina
a
debe ser superior
s
al de
d Uruguay y Brasil para que un in
nversor obte
enga un rettorno equiva
alente.
Potencia instalada por
p región y tipo de geeneración
Al 31 de diciembre de
e 2013, la potencia
p
insstalada era 61% térmicca, 36% hid
dráulica, 3%
% nuclear, y
menos del 1% renova
able.
299
IPA ACTIIVIDADES
S
Hay un pro
oyecto de reforma de la Ley 26.190 proponie
endo que lo
os Grandess Usuarios (Potencia
(
>
300 kW) abastezcan
a
n el 8 % de
d su conssumo con fuentes no
o fósiles a partir del 2016, y lo
o
incremente
en al 20 % en
e 2025. La
a justificació
ón es el aho
orro de divissas (costo G
GENREN (e
eólica): 126
6
USD/MWh
h y costo con Gas Oil im
mportado: 207
2 MWh/USD).
Alemania inició el má
ás grande experiment
e
to energétic
co de la hisstoria, decid
dió cambiar su matrizz
energética
a, de combu
ustibles fósilles a renova
ables, y de esta manera disminuirr la emisión
n de dióxido
o
de carbono
o (CO2) en un 40% en 2020 y en un
u 80% en 2050, respe
ecto de 199
90.
Afectó 60.000 millone
es de dólarres (1,7% PBI)
P
al cierrre de 8 pla
antas nuclea
ares, y la clausura
c
en
n
2022 de la
as 9 remane
entes (efecto
o Fukushim
ma). Estas plantas
p
gene
eran el 20%
% de la enerrgía total.
En 2050, el
e 80% del suministro
o eléctrico provendrá
p
de
d fuentes renovabless. La nueva
a estructura
a
energética
a implica invversiones po
or 250.000 millones de
e dólares (7% PBI).
Por otra parte,
p
Alemania estima
a que la demanda eléctrica cae
erá un 25%
% en 2050, porque se
e
pretende re
educir al 50
0% el consu
umo energé
ético por uniidad de producto elabo
orado.
Alemania se
s plantea un doble desafío:
d
con
nsumir ene
ergía menoss contamina
ante y utilizar menoss
energía po
or unidad de
e producto en
e su indusstria manufa
acturera.
Como ante
ecedente, en
e 2010-20
012 se insttalaron 7.00
00 MW de módulos ssolares en techos y a
campo abierto (equiva
ale a 5 gran
ndes centrales atómica
as).
Este desaffío tecnológ
gico está accompañado por una inv
versión en I+D de 4.50
00 millones de dólaress
hasta 2015
5, y multipliccada por 2//3 hasta 202
25.
Como novvedad cienttífica se me
encionó que investiga
adores de la
a Universid
dad de Harrvard están
n
buscando un método
o para con
nvertir la ra
adiación inffrarroja de la Tierra en energía
a utilizable,
mediante un
u dispositivvo denomin
nado “Máquina recolec
ctora de ene
ergía“.
No hay esscasez de energía en
n la Tierra, de hecho nuestro pllaneta emitte continuamente 100
0
millones de
e GW de en
nergía hacia
a el espacio
o exterior, en
e forma de calor infrarrrojo.
300
IPA ACTIIVIDADES
S
Planeamie
ento estratégico del mercado
m
elléctrico
Silvio Resn
nich
Las imporrtaciones de
d combusstibles son crecientes
s a los la
argo de lo
os últimos años, loss
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e 65 a 83 de
e un año a otro a precios crecienttes. La importación de
e
gas en el primer
p
bime
estre de este
e año supero en un 35
5% a la del año
a 2012/2013.
es de soja se
Los ingresos por las exportacion
e
s gastan im
mportando combustible líquido.
Las incorp
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s efectuaro
on en base
e a combusttible importa
ado, fuel oiil y gas natu
ural. En loss
próximos años
a
crecerrán las impo
ortaciones de combustibles líquid
dos. El incendio de la refinería
r
La
a
Plata de YPF increme
entó la impo
ortación de combustible
e en más de
el 15%.
Las inverssiones fuero
on sostenid
das solamen
nte por Ena
arsa con la
a incorporacción de 1.0
070 MW de
e
potencia. Hay
H necesid
dad creciente de inverssiones de la
argo plazo.
Las obras,, amortizada
as a 15 año
os, superan
n los períodos de gobiierno y requ
uieren de planificación
n
de largo plazo. Se de
ebe contem
mplar el creccimiento de
esmesurado
o en ciudades que se encuentran
n
colapsadass de infraesstructura. Se
e sugiere pensar en la
a alternativa
a de ciudade
es satélites.
Caracterrística de la demanda
TAG.
COM PAT
3%
%
YO 4%
CUY
6%
%
NEA
5%
G
Grandes
de
emandas:
G
GBA
4
40%
NOA
8%
•CABA + GB
BA
G
Rosario
•Rosario + Gran
Bs.
LITORAL AIRES
13%
12%
CENTRO
C
9%
doba
•Córdoba + Gran Córd
P
Proyección
n de la matrriz energética- Energíía generadaa
20012
2020
Plan
Hidráulico
32,8%
Térmico
62%
%
Hidráulico
24,0%
Térm
mico
51,0%
Eólic
ca
Reno
ovable
1,2%
Solar
Nuclear
4
4%
1,5%
Nuclear
12,0
0%
7,0%
b
Biocombustib
les
4,5%
31
IPA ACTIVIDADES
Federal de Transporte en Alta Tensión
1
2
3
4
5
6
Interconexión SIN y SIP
a. 5CLPY1
Tercer corredor del Litoral
a. 5MDRI1
b. 5SGMD1
c. 5MBSG1
d. 5MBRD1
Líneas Mineras
a. 5LARE1
Inter. Comahue – Cuyo
a. 2GMSJ1 (500kV
en 220kV)
b. 5GMRDI1
c. 5RDIAG1
Sistema Patagónico
a. 5PYZN1
b. 5RSCZN1
c. 5ESPRSC1
Interconexión NOA – NEA
a. 5GFORS1
b. 5CHARS1
c. 5CHAMQ1
d. 5CBMQ1
e. 5BRCB1
f.
5CBSO1
Hay nueva generación prevista por el gobierno y los privados en el mediano plazo
CT Güemes – 100 MW
CH Yacyretá +500 MW
CC Salta – 640 MW
CT Suroeste–130 MW
CT Brig. López – 270 MW
CH Caracoles-125 MW
CC Timbúes – 830 MW
CC Pilar–470 MW
CC Belgrano I – 830 MW
CC Belgrano II – 540 MW
CT Maranzana II–120 MW
CT Ensenada de Barragán – 540 MW
CN Atucha II–740 MW
CT Loma de la Lata–170 MW
CT Necochea II–130 MW
CC Solvay Indupa-Albanesi–160 MW
CT Dolavon–210 MW
CT Patagonia–60 MW
CH Condor Cliff-1100 MW
CH La Barrancosa-550 MW
Hidraúlica
Térmica
Nuclear
CT Río Turbio–250 MW
Se plantea cómo manejar este crecimiento y cómo transportar la energía eléctrica.
32
IPA ACTIVIDADES
Región NEA – Litoral - GBA
Considerando la generación completa de las centrales de la Zona Alto Uruguay Garabí – Corpus
(2400 MW) hacia el lado argentino, se consideran tres alternativas de importación adicional desde
la red brasileña.
a) 0 MW: ambas centrales aportan el total de su generación al lado argentino (2400 MW). Se
requieren aproximadamente 1100 Km de líneas 500 kV más Capac. Series más SVC
b) 1000 MW: se requieren aproximadamente 1800 Km de líneas 500 kV más Capac. Series
más SVC
c) 2000 MW
Región Patagónica
La ubicación geográfica de las futuras centrales patagónicas
La alternativa en corriente continua permitiría evacuar:
desde Patagonia
4000 MW
desde Comahue + Patagonia
9000 MW
Estación Conversora de DC / AC
Ampliable en Etapas hasta 3000MW
Red Actual
Ampliaciones 500 KV:
• 1200 Km LÍNEA
•CAPACITORES SERIE
•SVC
w
Ampliaciones DC:
w 2200 Km LÍNEA (bipolo)
w2 AC/DC HASTA 3000 MW
9000 MW
3000 MW
1000 MW
EOLICA (media) 1500
MW
LA BARRANCOSA
600 MW
CONDOR CLIFF
1140 MW
Sta. Cruz Norte
Estación Rectificadora de DC / AC
Ampliable en Etapas hasta 3000 MW
1000 MW
Río Santa Cruz
•Esperanza
RIO TURBIO 200 MW
•Río Gallegos
Programa GENREN
33
IPA ACTIVIDADES
La Ley 26.190, reglamentada por Decreto Nº 562/09, impulsó el Régimen de Fomento Nacional
para el uso de fuentes renovables de energía destinadas a la generación eléctrica y estableció
que, en el plazo de 10 años, el 8% del consumo eléctrico tiene que ser abastecido a partir de
fuentes de energías renovables.
POTENCIA
CONTRATADA
PRECIO
U$S/MWh
FUENTE
NOMBRE DEL PROYECTO
BELLA VISTA
8,0 MW
190,910
TERMICA CON
BIOCOMBUSTIBLES
110,0 MW
SAN LORENZO
34,0 MW
207,835
BRAGADO
34,0 MW
210,130
PARANA
34,0 MW
207,220
LA RAPIDA
4,0 MW
150,000
PEQUEÑOS
APROVECHAMIENTOS
HIDROELÉCTRICOS
10,0 MW
SOLAR
FOTOVOLTAICA
20,0 MW
LA LUJANITA
2,0 MW
163,215
LUJAN DE CUYO
1,0 MW
174,000
LOS ALGARROBOS
2,0 MW
165,000
LAS PIRQUITAS
1,0 MW
180,000
CHIMBERA I
2,0 MW
597,840
CHIMBERA II
3,0 MW
570,360
CHIMBERA III
5,0 MW
546,675
CAÑADA HONDA I
2,0 MW
579,150
CAÑADA HONDA II
3,0 MW
579,150
CAÑADA HONDA III
5,0 MW
558,495
BIOGAS
SAN MARTIN NORTE lll-A
5,1 MW
122,870
16,6 MW
SAN MIGUEL NORTE lll-C
11,5 MW
123,970
BIOMASA
LEANDRO N ALEM
6,0 MW
107,000
7,5 MW
POSADAS
1,5 MW
107,000
Parque Eólico Rawson
34
IPA ACTIVIDADES
Producción energética neta estimada de 290 GWh/año certificada por GL Garrad Hassan ≡
consumo de 100.000 hogares
Reducción de 189.000 t CO2/año ≡ 500.000 autos
Ahorro anual de 85.000.000 m3 de gas ≡ consumo de 70.000 hogares
Factor de capacidad neto estimado de 43% certificado por GL Garrad Hassan
Ahorro anual de 75 millones de dólares en importación de combustibles
Proyectos adjudicados con biocombustibles
•
Central Bella Vista
Potencia 8 MW
•
Central San Lorenzo
Potencia 34 MW
•
Central Bragado
Potencia 34 MW
•
Central Paraná
Potencia 34 MW
Energía solar – Centrales fotovoltaicas
o
o
o
o
o
o
Chimbera I 2MW
Chimbera II 3 MW
Chimbera III 5 MW
Cañada Honda I 2 MW
Habilitada el 01/06/2012
Cañada Honda II 3 MW
Habilitada el 01/06/2012
Cañada Honda III 5 MW
Pequeñas centrales hidroeléctricas
•
•
•
•
Central La Lujanita
Ubicación: provincia de Mendoza
Potencia estimada: 2 MW
Central Luján de Cuyo
Ubicación: provincia de Mendoza
Potencia estimada: 1 MW
Central Los Algarrobos
Ubicación: provincia de Jujuy
Potencia estimada: 2 MW
Central Las Pirquitas
Ubicación: provincia de Catamarca
Potencia estimada: 1 MW
35
IPA ACTIIVIDADES
S
El consum
mo energético se conccentra en transporte,
t
industria y residencia
al/comerciall. El sectorr
vulnerable a subsidiarr es una pro
oporción rellativamente
e pequeña del
d consumo
o final total..
Coonsumo energético fin
nal por secttor
Argentina depende en
n un 88% de los hidroccarburos, la
a notable de
ependencia del gas na
atural (51%))
requiere im
mportacione
es de gas, LNG y gass oil para satisfacer
s
la
a demanda
a, ante la dificultad de
e
modificar la
a estructura
a de consum
mo energético a corto plazo.
Este sesgo
o atípico ha
acia el petró
óleo y gas es
e una carac
cterística de
e los grande
es exportad
dores como
o
Medio Orie
ente, Rusia
a, países pe
etroleros de
e África, o Venezuela.
V
Argentina es superad
da por muyy
pocos paísses de grandes excede
entes.
Por otra pa
arte hay un
n estancamiiento en la oferta energética locall debido a q
que las inve
ersiones en
n
petróleo y gas son inssuficientes para
p
increm
mentar efec
ctivamente la
l oferta, p
potenciada a su vez en
n
la demanda por el dessajuste de precios.
p
Las tasas de
d crecimie
ento del con
nsumo enerrgético no son razonab
bles.
366
IPA ACTIIVIDADES
S
La demand
da eléctrica
a crece de manera
m
pron
nunciada, la
as recesione
es y crisis la afectan poco
La generacción térmica
a tuvo un crrecimiento explosivo
e
en los último
os años
Las reservvas de crud
do y gas co
ontinúan en una evolución decrecciente, tend
dencia sostenida, máss
marcada en
e gas naturral que en petróleo.
p
Hay una ausencia
a
de
e nuevos descubrimientos releva
antes y una
a escasa exxploración orientada
o
a
riesgo med
dio/alto.
377
IPA ACTIVIDADES
Redes inteligentes
El término "red inteligente" se refiere a la modernización del sistema de transmisión y distribución
de electricidad para lograr la administración, monitoreo, protección y optimización automática del
funcionamiento de sus elementos interconectados, la generación central y distribuida, la
transmisión en alta tensión, el sistema de distribución, los usuarios industriales y los consumidores
residenciales.
Mediante la identificación de las cuestiones clave para la implementación de las redes inteligentes,
el WEC tiene como objetivo facilitar el desarrollo de las mismas, ya que pueden ayudar a los
países a equilibrar las tres dimensiones del trilema energético: Seguridad Energética, Mitigación
del Impacto Ambiental y Equidad Social.
Conclusión
Se observa la necesidad de elaborar un marco regulatorio para que aparezcan las inversiones de
largo plazo, conseguir su aprobación por el Congreso Nacional, con revisiones de funcionamiento
cada 5 años y tratar que las que se concreten, sean aquellas que contribuyen con la cadena de
valor.
MERCADO ELÉCTRICO ARGENTINO. ESTADO DE SITUACIÓN Y PERSPECTIVAS
Ing. Rogelio Baratchart
Tecnolatina Ingeniería
Evolución del Sector Eléctrico
1900-39 Dinámico, expansivo
1935-42 Déficit de oferta. Cuestionamiento de la sociedad a las concesiones
1943-48 Estancamiento. Restricciones de suministro
1949-59 Comienzo y desarrollo de la presencia del Estado
1960-76 Fuerte intervención estatal; normalización. Crecimiento de oferta
1970-75 Grandes aprovechamientos hidráulicos. Creación del DUC-DNC
1977-87 Inconvenientes de Administración. Crisis económica del Sector - Deuda externa
1988-89 Restricciones de suministro
1990-01 El Estado se retira del rol de inversor y administrador de empresas. Venta y concesión
de Centrales Eléctricas.
2001-02 Emergencia económica.
2004-12 Déficit de oferta. El Estado retoma –parcialmente- el rol de inversor.
Privado
1900
Estatal
1950
Privado
1990
Privado con mayor
intervención estatal.
Tendiendo a lo
público
2004
38
IPA ACTIVIDADES
Oferta y Demanda
Evolución de la Demanda de Energía
DEMANDA DE ENERGÍA [GWh]
40000
125.220 GWh
5,1%
116.381 GWh
5,9%
110.775 GWh
104.605 GWh
105.935 GWh
102.960 GWh
82.261 GWh
60000
76.487 GWh
80000
87.495 GWh
7,5%
5,6%
92.388 GWh
100000
6,4%
5,6% 5,5% 2,9% ‐1,3%
97.593 GWh
120000
4,1% 3,3%
121.192 GWh
140000
0,08
0,07
0,06
0,05
0,04
0,03
0,02
0,01
0
20000
‐0,01
0
‐0,02
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Demanda de Energía
Tasa de crecimiento interanual
Evolución de la Potencia Instalada
35.000 MW
OFERTA POR TIPO DE GENERACIÓN
‐Evolución 2000/2013‐
30.000 MW
25.000 MW
20.000 MW
15.000 MW
10.000 MW
5.000 MW
0.000 MW
2000 (*) 2001 (*) 2002 (*) 2003 (*) 2004 (*) 2005 (*)
EÓLICO
FOTOVOLTAICO
2006
NUCLEAR
2007
2008
2009
HIDRAULICO
2010
2011
2012
2013
TERMICO
(*) Incluye MEM Sistema Patagónico
Escenarios futuros Oferta-Demanda
Proyección de la Demanda
Conformación de la Demanda Eléctrica:
Residencial: 32 %
Comercial: 24 %
Industrial (incluye agro y transporte): 44 %
Escenario Medio de Crecimiento: 4,02 % anual
Residencial: +3 %
Comercial: +4,5 %
Industrial: +4,5 %
39
IPA ACTIVIDADES
Escenario de Mínimo Crecimiento: Escenario Medio x 0,5 = 2,01 % anual
Escenario de Máximo Crecimiento: Escenario Medio x 1,5 = 6,03 % anual
Proyección de la Oferta
MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA
PROYECCIÓN DE LA OFERTA ‐VALORES EN MW‐
PROYECTO
TIPO
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
VUELTA DE OBLIGADO
CC
540
270
BELGRANO II
CC
540
270
GUILLERMO BROWN 290
290
290
ATUCHA II (*)
NU
745
EMBALSE (*)
648
648
RIO TURBIO
TV
120
120
ENSENADA DE BARRAGÁN
CC
120
BRIGADIER LÓPEZ
CC
240
RAWSON II
EO
75
FRIAS
TG
60
GENELBA
CC
80
ENARSA (DISTRIBUIDA)
MT
100
100
CHIUIDOS I
HI
425
CONDOR CLIFF
HI
LA BARRANCOSA
HI
AÑA CUA
HI
90
GARABÍ
HI
LOS BLANCOS
HI
323
PORTEZUELO DEL VIENTO
HI
210
ATUCHA III
NU
TOTAL PREVISTO (MW)
1120
2638
560
290
938
0
1048
SEGURO
1120
2638
560
290
938
0
0
(*) Al ingresar Atucha II sale de servicio Embalse para alargar su vida util. Se estimó la salida de Embalse hasta el 2018
2021
2022
425
275
200
180
275
500
¿ 1200 ?
1975
0
1080
0
Proyección Oferta-Demanda
DEMANDA vs OFERTA
40.000 MW
35.000 MW
30.000 MW
25.000 MW
20.000 MW
Sep‐21
Capacidad Instalada
Potencia Disponible con proyectos "en estudio"
Escenario de Minima
Escenario Medio
Escenario de Máxima Demanda Media
Ene‐22
May‐21
Sep‐20
Ene‐21
May‐20
Sep‐19
Ene‐20
May‐19
Sep‐18
Ene‐19
May‐18
Sep‐17
Ene‐18
May‐17
Sep‐16
Ene‐17
May‐16
Sep‐15
Ene‐16
Ene‐15
May‐15
Sep‐14
May‐14
Sep‐13
Ene‐14
Ene‐13
May‐13
Sep‐12
10.000 MW
May‐12
15.000 MW
Con un crecimiento medio de la demanda habrá inconvenientes para abastecer los picos
de verano.
Si el crecimiento es alto los problemas también se sucederán en invierno.
Las grandes obras hidráulicas serán necesarias para abastecer la demanda en el mediano
plazo.
40
IPA ACTIVIDADES
Síntesis
Estado de Situación
· Ruptura contractual a partir de 2002
· Intervenciones regulatorias discrecionales
· Los precios no actúan como señales económicas para la demanda
Necesidad
· Restablecer el funcionamiento del sector eléctrico
Problema
· El problema principal es el modo de llevar a cabo ese restablecimiento
Perspectivas
Opciones básicas para el Sector Eléctrico
SENDERO
BENEFICIOS
COSTOS
Continuación de status‐quo con control de subsidios y precios más normales, mutando hacia mayor o menor intervención.
Todos y crecientes con agravamiento de desbalances, cuellos de botella y eventual estancamiento de las inversiones. Alejamiento de prácticas internacionales.
Retorno rápido y pleno a las reglas Recupero de best‐practice de 1990 con alguna adaptación suave regulatoria y de posible expansión al contexto de los 2000s.
privada (sujeta a credibilidad y sostenibilidad política).
Difícil aceptación social y política de los aumentos tarifarios. Debilidad en frentes nuevos (matriz, energética, medio ambiente, desigualdad) que requieren planificación y gestión social
Transición a un esquema mixto entre Maneja aceptación de aumentos las reglas de los 1990s y una tarifarios. Tiene mejor adaptación a mayor/nueva intervención estatal frentes nuevos (matriz energética, medio ambiente y desigualdad) que que en los 90s.
requieren planificación.
Altos, si no hay capacidad de un Estado inteligente y eficiencia del gasto público. Dudas para movilizar inversión privada voluntaria y costo‐
efectiva. Alguna pérdida o apartamento de best‐practices.
Requerimientos
9 Restablecimiento de normas básicas.
9 Reconstrucción de la estructura de precios y tarifas.
9 Los senderos requieren una combinación de acciones sobre el corto y el largo plazo. El
precio del kWh debe ser una señal económica.
9 Hay que eliminar los subsidios pero algún tipo de compensación es necesaria para mitigar
los impactos en los sectores sociales más vulnerables.
9 El ajuste basado en reglas de mercado implica un estudio eficiente de la ecuación costobeneficio de cada uno de los agentes del mercado y la implementación de procesos
41
IPA ACTIVIDADES
licitatorios para la asignación de bienes y servicios. Ambos guiados por las señales del
mercado que propicien las expectativas de capitales privados (locales e internacionales).
9 Lo más importante es la consistencia entre las acciones de corto plazo y las de
mediano/largo plazo.
Recomendaciones
¾ Establecimiento de una “política pública” o “de Estado” que permita restablecer el
funcionamiento del Sector Eléctrico sobre la base de una regulación, así sea que requiera
ciertos “amortiguadores” para satisfacer cierta demanda social, genuina o no.
¾
Que esa política contemple la necesidad de normas y defina el rol del Estado como un
agente necesario e insustituible para:
• Planificar: prever y anticipar las necesidades futuras de la oferta y la demanda.
• Evaluar: análisis de las políticas de renta y remuneración de los bienes y servicios
que satisfagan los objetivos generales del Estado
• Regular: establecer las pautas y los niveles de calidad, costo y renta de cada
agente
• Auditar: controlar y auditar las reglas establecidas.
¾ Utilizar la experiencia de las mejores prácticas de los mercados internacionales,
haciendo un benchmarking con mercados de la misma estructura económico-social.
-
El día 5 de junio se dictó un curso sobre “Cogeneración en la Industria”, organizado por el
Ing. José L. Picone. Fue dictado por el Ing. Eduardo León, Ingeniero Electromecánico,
Orientación Mecánica, Facultad de Ingeniería, UBA. Miembro de ASME y Societé
Française des Thermiciens. Contó con la asistencia de 12 alumnos.
42
INDICE DE COSTO DE PLANTAS
ÍNDICE IPA DE COSTOS DE PLANTAS PETROQUÍMICAS
Este índice mide la variación del costo en dólares de una planta de etileno de 500.000 t/a de
capacidad instalada en Argentina.
Dic.-05
Dic.-06
Dic.-07
Sep.-08
Sep.-09
May
/julio10
Ene-11
Ago-11
Oct-11
Mar-12
Ago-12
May 13 Oct-13
Índice general
100
116,7
136,7
159,3
153,4
160,6
169,3
183,5
195,2
199,9
216,6
209,8
216,6
Equipos
100
110,3
123,2
145,0
144,7
144,6
146,3
151,4
162,4
168,4
177,9
184,8
191,7
Intercambiadores
100
111,5
126,9
128,0
130,2
143,6
147,4
162,3
177,0
180,7
193,4
181,9
189,8
Bombas
100
107,0
123,3
139,0
144,7
144,6
146,3
151,4
162,4
168,4
177,9
184,8
191,7
Compresores
100
104,9
109,9
114,0
118,1
113,9
112,9
111,7
119,6
120,8
122,1
120,9
121,0
Piping
100
115,9
145,7
191,0
173,8
180,1
193,0
200,9
173,0
179,2
175,9
183,0
185,5
Ingeniería
100
116,1
123,8
165,6
173,2
174,4
188,5
203,4
218,7
221,9
251,8
220,0
222,2
*Mano de obra vestida
100
128,0
151,4
169,7
174,5
184,4
197,7
216,8
240,5
250,6
282,1
269,2
280,1
Materiales eléctricos
100
130,4
149,0
173,7
151,2
155,9
173,1
186,4
169,2
170,8
167,8
180,5
188,7
Obras civiles
100
116,1
144,8
164,7
167,8
175,8
191,2
220,2
245,4
259,0
291,3
278,8
293,2
Estructuras metálicas
100
126,6
150,6
179,7
175,8
184,8
190,2
220,6
248,2
258,1
284,3
274,3
287,2
*La mano de obra vestida incluye los costos directos de mano de obra (salarios y cargas laborales) y los
costos indirectos como supervisión, equipos de construcción, herramientas, etc.
Variación en el costo de una planta petroquímica tipo comparada con EE.UU.
ARGENTINA
Dic. 2005
(MMUS$)
Dic. 2006
(MMUS$)
Dic. 2007
( MMUS$)
Sept. 2008
( MMUS$)
Sept. 2009
( MMUS$ )
Jun. 2010
( MMUS$ )
Oct. 2011
(MMUS$)
Ago. 2012
(MMUS$)
May. 2013
(MMUS$)
May. 2013
(MMUS$)
Battery
Limits
530
618,4
724,0
844,2
813
851,0
1034,8
1147,7
1112,1
Off-Sites
259,7
303,0
354,8
413,7
398
417,0
507,0
562,4
544,9
Total Final
789,7
921,4
1078,7
1257,9
1212
1268,0
1541,8
1710,1
1657,0
ESTADOS
UNIDOS
Dic. 2005
( MMUS$ )
Dic. 2006
(MMUS$)
Dic. 2007
( MMUS$ )
Sept. 2008
( MMUS$
)
Sept. 2009
( MMUS$ )
Mayo 10
( MMUS$ )
Sep. 2011
(MMUS$)
Julio 2012
(MMUS$)
Mar. 2013
(MMUS$)
Mar. 2013
(MMUS$)
Revisado
Battery limits
560
598,5
618,6
675,7
602
655,8
705,6
684,4
668,0
808,0
Off-Sites
274,4
293,3
303,1
331,1
295
321,3
345,8
335,3
327,3
395,9
Total Final
834,4
891,8
921,7
1006,9
896
977,2
1051,4
1019,7
995,4
1204,0
Comparación
del costo de
Argentina vs.
EE.UU.
0,95
1,03
1,17
1,25
1,35
1,30
1,47
1,68
1,66
1,38
Nueva
información
costos
EE.UU.
Notas: 1) La planta modelo es una planta de etileno base nafta de 500.000 t/a.
2) Todos los valores incluyen costo de aranceles y fletes de materiales y equipos importados.
43
INDICE DE COSTO DE PLANTAS
El objetivo de este índice es obtener una comparación lo más cercana posible entre el costo de
una planta petroquímica en Argentina y en Estados Unidos.
El índice se construyó, inspirado en el costo del Modelo Uno que mensualmente publica la revista
Vivienda. En este caso la revista analiza el costo de construcción de un edificio de departamentos
estándar, que actualiza con los costos de materiales y mano de obra en nuestro país.
Para ello se seleccionó una planta de etileno base nafta de 500.000 t/a. Se utilizó la apertura de
costos de plantas similares, tanto de una estimación preparada para una planta en Argentina
aportada por Techint y la de una consultora internacional, para una planta en Estados Unidos. Se
asumió una cierta proporción de equipos y materiales locales.
El costo de la planta en Estados Unidos se ajusta por el CEPCI, costo de plantas químicas que
publica mensualmente la revista Chemical Engineering desde 1959, su base 100 es el promedio
de 1957/59. Lo interesante de este índice es que analiza la variación de equipos, materiales,
mano de obra de la construcción, obra civil e ingeniería y supervisión.
VARIACIÓN EN LA ESTIMACIÓN DEL COSTO DE PLANTAS EN ESTADOS UNIDOS
Durante la preparación del Índice IPA de costos de plantas petroquímicas para el Boletín IPA de
julio de 2013, recibimos un comentario de uno de nuestros asociados, respecto a que una
consultora con la que ellos trabajan tenía información sobre un mayor encarecimiento de las
plantas en la costa del Golfo de Texas, respecto al que muestra el Chemical Engineering Plant
Cost Index (CEPCI), que desde 2005 venimos utilizando para ajustar el costo de la planta de
referencia, que es una planta de Etileno de 500.000 t/a basada en Nafta Petroquímica en EE.UU.
44
INDICE DE COSTO DE PLANTAS
Según la información recibida el aumento más probable de costos en aquel país, sería un 20%
superior al que se puede estimar usando el CEPCI.
Una consecuencia de esto es que una planta Petroquímica similar en Argentina costaría no un
68% más que en la costa del golfo, sino un 38% más. Diferencia que aunque es menor sigue
llamando la atención sobre el costo argentino de construir una planta. Y su impacto sobre la
competitividad.
De la información recibida se desprende que la mayor distorsión se produce en los rubros
vinculados a salarios, o sea mano de obra de construcción e Ingeniería y administración de
proyecto.
En el gráfico adjunto se compara la evolución del costo de plantas entre 2005 (base 100) y marzo
de 2013, última información disponible del CEPCI. Asimismo se muestra la comparación de
costos de la planta modelo en Argentina y en Estados Unidos según estas dos fuentes.
Como la principal distorsión aparece en el rubro costo de recursos humanos en Estados Unidos,
no parece justificarse dejar de usar el indicador del CEPCI, que es de acceso público, para
estimar el costo del equipamiento importado de la planta construida a construirse en Argentina.
En la medida que se logre conseguir información adecuada, periódicamente, pero no con la
frecuencia con que se publica el índice, se tratará de repetir esta comparación.
Nota: el CEPCI es una información muy confiable que se viene publicando en la revista Chemical
Engineering desde 1959, con base 100 para 1957-59.
El Gráfico y la Tabla adjunta muestran las variaciones del Índice CEPCI y el que motiva este
comentario, en el período 2005/13, asimismo se muestra el resultado del costo de la planta
modelo en Estados Unidos usando uno u otro indicador.
45
INDICE DE CO
OSTO DE PLANTAS
S
466
IN
NDICADOR
RES PETR
ROQUÍMICOS IPA
RESERVAS Y PRODUCCIO
ON PETRÓL
LEO
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Reserv
vas
PET
TROLEO (MM
M M3)
Reservas
3,9
3,7
3,8
3,7
3,6 3,4
3,2
3,2
Producción
n
Producción Anual
3,1
3
3,1
3,0
0
Producció
ón Mensual
2,9 3,0 2,7
2
2,6
2,5
5
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
1999 2000
0 2001 2002 2003
2
2004 20
005 2006 2007
7 2008 2009 2010
2
2011 20
012 2013 2014
4
Fu
uente: IAPG
RESE
ERVAS Y PR
RODUCCION
N GAS NATU
URAL
80
00
GAS (Tri M3)
Reserva
as
Reserva
as
70
00
Producció
ón Anual
P
Producción
60
Pro
oducción Mensual
50
60
00
40
50
00
40
00
30
30
00
20
00
10
00
20
4
4,3 4,3 4,2 4,0 3,9 4,1 3,7
8 4,2 4,4 4,3
3 3,5 3,4
3,5 3,8
4
3 3,8 3,8
0
10
0
0 2001 2002 2003
2
2004 2005 2006 2007
7 2008 2009 2010
2
2011 201
12 2013 2014
1999 2000
uente: IAPG
Fu
PRECIO
OS INTERNA
ACIONALES- PETRÓLEO
O Y GAS
140
U$S/BBL
Petróleo y Gas - Pre
ecios Intern
nacionales
s
120
100
P
Petróleo
WTI
Gas Natural US
U$S/MBTU
U
14,0
12,0
10,0
80
8,0
60
6,0
40
4,0
20
2,0
0
0,0
F
Fuente:
CMAII
47
IN
NDICADOR
RES PETR
ROQUÍMICOS IPA
PBI
%
Argentina
Global
China
Brasil
Europa
a
Amé
érica Latina
Ame
erica del Norte
12%
10%
8%
6%
4%
2%
0%
-2%
-4%
2003 2004 2005 2006 2007
7 2008 200
09 2010 20
011 2012 2013
2
2014 2015
Fuente: Dow
w - CEPAL
PA
ARIDAD DÓL
LAR
Euro/U$S
$Arrg‐Reais/U$
$S
Reais/US do
olar
$Arg/US Do
olar
Euros/US dolar
Ene…
Abr-…
Jul-05
Oct-…
Ene…
Abr-…
Jul-06
Oct-…
Ene…
Abr-…
Jul-07
Oct-…
Ene…
Abr-…
Jul-08
Oct-…
Ene…
Abr-…
Jul-09
Oct-…
Ene…
Abr-…
Jul-10
Oct-…
Ene…
Abr-…
Jul-11
Oct-…
Ene…
Abr-…
Jul-12
Oct-…
Ene…
Abr-…
Jul-13
Oct-…
Ene…
Abr-…
Jul-14
9,00
8,00
7,00
6,00
5,00
4,00
3,00
2,00
1,00
0,00
0,90
0,80
0,70
0,60
0,50
0,40
0,30
0,20
0,10
0,00
Fuente: BNA
A - Yahoo Currrency
C
IPC
50%
45%
40%
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
G
GBA
INDEC
Inflació
ón
S
Santa
Fe
S Luis
San
Fuente: IND
DEC-IPEC
Nota: Tasa acumulada
a
mó
óvil de los 12 últimos meses
48
IN
NDICADOR
RES PETR
ROQUÍMICOS IPA
BALANZA COMERCIAL
C
L PETROQU
UIMICOS
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0
‐200
‐400
‐600
‐800
‐1.000
Balanza Comerrcial ‐ Petroq
químicos
Miill U$S
Im
mportaciones
Exportaciones
Saldo
2012 2012 20013 2013 2013 20
2009 2009 2009 2009 2010 2010 2010 2010 2
2011 2011 2011 2
2011 2012 2012 2
013 2014 2
3 T 4 T 11 T 2 T 3 T 4 T
4
1 T
1 T 2 T 3 T 4 T 1 T 2 T 3 T 4 T 1 T 2 T 3 T 4 T 1 T 2 T
Fuente: IPA
A – INDEC
BA
ALANZA CO
OMERCIAL MATERIAS PRIMAS
4.000
3.500
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
‐500
‐1.000
‐1.500
‐2.000
‐2.500
‐3.000
Balanza Co
omercial ‐ Materias Prim
M
mas Petroqu
uímicas
Mill U$S
M
Importacion
nes
Exportacciones
Saldo
2009
9 2009 2009 2009
9 2010 2010 2010
0 2010 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2
2012 2012 2013 2
2013 2013 2013 2014 1 T 2 T 3 T 4 T 1 T 2 T 3 T 4 T 1 T 2 T 3 T 4 T 1 T 2 T 3 T 4 T 1 T 2 T 3 T 4 T
4
1 T
Fuente: IPA
A - INDEC
TASA OPERATIVA
A INDUSTRIA PETROQU
UÍMICA
450000
To
ons
400000
350000
Tassa Operativa
97%
9%97% 99%
97%
91%94%
90% 93%
86%
98%
97
7% 96%
96%
95%
%
94%
96%
92%
%
88
8%
88%
86%87%
8%
87% 88
77%
80%
7
78%
79%
76%
%
72%75%
250000
70%
64%66%
200000
57%
300000
Producción
n
120
0%
Capacid
dad 99%
%
97
7%
97%
9 96%95%
96%
100
0%
84%85%
79%
72%
80%
%
99%
95%
%95%
91%90%
89%88%
87% 90%
7
75%
65%
%
63
3%
59%
60%
%
41%
40%
%
150000
100000
20%
%
50000
0
0%
05
200
Ene‐10 Ju
un‐10 Nov‐10 Abr‐11 Sep‐11 Feb‐12 Jul‐12 Dic‐12 May‐13
M
Oct‐13 Mar‐14
Fuente: CIQ
QyP – IPA
Nota: Los prroductos conssiderados para
a elaborar este
e indicador son: Etileno, Benceno, Toluen
no,
Xilenos mezzcla, Metanol, Estireno, Anh
hídrido maleico
o, Formol, TDI, HDPE, LDP
PE, LLDPE, PP
P, PS,
PVC, PET, Urea,
U
Caucho
o SBR
49