BOLETIN INFORMATIVO IPA Año 19 – Nro. 79/80 – Diciembre 2015

EDITORIAL

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Editorial Se desarrolló normalmente la cursada del segundo semestre de la Carrera de Posgrado Virtual "Especialización en Industria Petroquímica", dictada en forma conjunta entre el IPA y la UNSAM, contando con la participación de 37 profesionales provenientes de Argentina, Bolivia, Chile, Ecuador, México, Perú y Venezuela. En septiembre se realizó la charla “Petróleo frente a Shale gas. La batalla por la supremacía mundial”, a cargo de Robert Bauman de PolymerConsulting International, la misma se encuentra publicada en el sitio web del Instituto. También se efectuóel seminario sobre “Gestión de Residuos Industriales”, a cargo de reconocidos especialistas. El 22 de setiembre se realizó la Quinta Jornada Comercial en el Hotel Pestana, organizada en un formato de cuatro paneles integrados por destacados profesionales. Los temas tratados fueron: economía argentina y mundial, su impacto en el sector industrial; la industria petroquímica brasileña; trading y canales de distribución petroquímicos; envases y medio ambiente; impacto de la mayor oferta petroquímica de EE.UU.; situación global del crudo. El interés despertado por esta actividad anual reunió a más de 100 asistentes. Se puede acceder al material a través del sitio web del Instituto. El 29 de setiembre se realizó la Asamblea Anual Ordinaria y la elección de nuevas autoridades. En el interior del Boletín se encuentra la nómina del nuevo Consejo Directivo. Se fijó la fecha del 13º Congreso Argentino de Petroquímica para los días 14 y 15 de junio de 2016 en el Centro Costa Salguero, en paralelo a la XVI Exposición Internacional de Plásticos - Argenplás 2016. El lema elegido para este Congreso es “El rol de la industria petroquímica como motor de crecimiento del país”. El encuentro tiene como objetivo principal mostrar los avances del sector y los desafíos que enfrenta la petroquímica para capturar las oportunidades de negocio a futuro. Para ello se tratarán, a través de varios paneles, los temas: materias primas y oportunidades de crecimiento; contexto para el crecimiento; innovación, desarrollo sustentable y nuevas tecnologías; comercialización, logística e infraestructura. En este número del Boletín IPA se incluyen, como es habitual, la selección de artículos técnicos, novedades del ámbito local y regional, y, además, dos resúmenes de trabajos integradores finales “Evaluación tecno económica de una nueva tecnología alternativa para minimizar los subproductos en una línea de producción” de la colega colombiana Scarlet Stefanía Naranjo Rueda y “Estudio de prefactibilidad económica para la instalación de una planta productora de PIBSA y PIBSI en Argentina” de Mariano M. Desvard de nuestro país, realizados en el marco de la carrera Especialización en Industria Petroquímica. 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. ¡Felices Fiestas y Buen Año 2016! Hasta la próxima edición.

ÍNDICE

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Selección artículos de interés 4

Noticias locales e internacionales 6

Calendario de eventos 11

Novedades 14

IPA actividades 47

Índice de costos de plantas petroquímicas IPA 48

Indicadores petroquímicos IPA 53

SELECCIÓN ARTÍCULOS DE INTERÉS

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Hay varias regiones/países del mundo que concentran el grueso de nuevos proyectos petroquímicos y que son los que integran la selección de artículos, aparecidos en revistas técnicas, aquí detallados. Uno de ellos, como muestra ICIS Chemical Business del 12/10/15, es Irán al señalar que la abundancia de materias primas y la perspectiva de levantamiento de sanciones lo pone en condiciones favorables para un “take off” petroquímico. Se señala que la baja del precio del crudo ha favorecido la correspondiente del propileno, en gran parte producido a partir de nafta, por encima de la del etileno. Se sostiene que el crudo continúa teniendo un rol decisivo en la industria petroquímica, pese al desarrollo de unidades basadas en gas. Más aún, se afirma que el precio del crudo determina el de los petroquímicos. Como “materia prima y energía” representan un elevado porcentaje del costo de funcionamiento de una planta petroquímica, el acceso a materias primas a bajo precio puede proveer un saludable margen para productores petroquímicos. De acuerdo a BP, Medio Oriente posee 46 y 43% respectivamente de las reservas de petróleo y gas. En las últimas dos décadas, la industria petroquímica de Medio Oriente se ha expandido básicamente como resultado de la abundancia de gas natural a precios ventajosos. Ahora la industria estaría teniendo algunas restricciones en la abundancia de gas por desbalances entre oferta y demanda lo que ha forzado a algunos países de la región a utilizar más alimentaciones líquidas. Pero además la caída del precio del crudo debería beneficiar a los productores de olefinas a partir de crackers de líquidos frente a los de etano. Pese a tener elevadas reservas de gas natural, Irán también tiene el 9,3% de las reservas mundiales de crudo y con la probable eliminación de las sanciones económicas debería beneficiarse. Tamin Petroleum and Petrochemical Investment Corporation (TAPPICO) es una compañía con numerosas plantas que le permitirían mantener una posición dominante en la región. Está “rankeada” como una de las empresas más diversificadas del mundo, produciendo un amplio rango de productos petroquímicos. Entre sus planes de inversión se mencionan los siguientes proyectos: a) un complejo para producir metanol y amoníaco en Chabahar, b) la expansión de Fanavaran Petrochemical con proyectos de metanol a olefinas (MTO) y de metanol a propileno (MTP), c) el desarrollo de una refinería petroquímica dentro de la refinería de Siraf y d) una planta de 300.000 t/a de polietileno bajo la denominación de Ilam Petrochemical. Un suplemento de noviembre de ICIS Chemical Business (GPCA INSIGHT) amplía la lista de proyectos de polietilenos de Irán con un total de diez unidades de dichos polímeros en igual número de locaciones y todas de 300.000 t/a. La puesta en marcha se distribuye a lo largo de tres años (2015 a 2018) incluyendo cuatro unidades de PEAD, tres de PEBD y tres de PEBDL, capaces de también elaborar PEAD. En Hydrocarbon Processing de octubre 2015 también se hace referencia a Irán como un potencial jugador petroquímico según señala la consultora internacional A.T. Kearney. Sería una forma de aprovechar las inmensas reservas de gas del país transformándolas en productos de mayor valor agregado. Es el caso del metanol donde puede esperarse que en 2025 se hayan agregado 10 millones de t/a de nueva capacidad, según señala IHS. Hay también un artículo dedicado de ICIS Chemical Business del 23/11/15 dedicado a China (“Over-investment in China opens doors”) cuya primera frase inquietante textualmente afirma “It was not supposed to be like this”. Se afirma que en el 12º Plan Quinquenal (2011-2015) la intención del gobierno chino era elevar la capacidad de etileno a 26 millones de t/a. Sin embargo según ICIS Consulting la capacidad instalada estará 3,5 millones de t/a por debajo. En cambio en el caso del propileno la situación es casi una “imagen de espejo” inversa ya que, según el Plan Quinquenal, se esperaba que alcanzara los 22 millones de t/a y la realidad es que la habrá superado en 4 hasta alcanzar los 26 millones de t/a.

SELECCIÓN ARTÍCULOS DE INTERÉS

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La menor capacidad de etileno obedecería a presiones ambientales y a preocupación por la situación económica que habrían postergado la construcción de varios crackers a base de nafta. Por ejemplo en mayo 2014 se anunció que el cracker de Qingdao Petrochemical en la provincia de Shandong no iniciará su operación antes del 2017. Los crackers también producen propileno por lo que es lícito preguntarse por qué ese exceso de propileno. La razón principal es un mayor número de plantas basadas en carbón así como una agresiva expansión plantas de deshidrogenación de propano. La mayor capacidad de propileno resulta de un mayor número de proyectos de derivados de propileno, sobre todo de PP. En 2010 la demanda de este polímero era de 15 millones de t/a frente a una capacidad un tercio menor. Pero a fines de 2015 la situación se revierte en gran parte con oferta de 20 y demanda de 21 millones de t/a. En otros derivados menores de propileno la oferta ya supera a la demanda. Tal el caso del fenol, donde en 2015 la oferta (2,5 millones de t/a) supera a la demanda en medio millón de toneladas anuales. Y en ácido acrílico ya hay un leve superávit. En conclusión, la demanda de ciertos derivados petroquímicos no ha crecido a las tasas históricas pero a diferencia de otras economías del mundo es probable que las plantas continúen trabajando a plena escala. Por otra parte no debería descartarse que para algunos usos el PP en China desplace al PEAD. Otro artículo de ICIS Chemical Business del 23/11/15 se refiere a otros países de Medio Oriente con importantes proyectos de expansión. El más importante es Sadara Chemical, JV entre Saudi Aramco y DOW Chemical que empezaría a producir polímeros en la primera mitad de 2016 en Jubail, Saudi Arabia. Será el primer steam cracker a partir de nafta virgen en dicho país. Comprende un total de 26 plantas a escala mundial con una inversión de 20.000 millones de USD. Los siguientes perfiles han sido publicados recientemente: ICIS Chemical Business: MPG Europa (6/07/15), LAB Asia (6/07/15), MDI USA (02/07/15), MEK (27/07/15), Etileno EUR (27/07/15), Ortoxileno Asia (10/08/15), EG EUR (10/08/15), LDPE USA (13/04/15), Acido adípico Asia (17/10/15), MIBK USA & LATAM (17/08/15), Oxido de Etileno EUR (31/08/15), PEBDL USA (31/08/15), PP EUR (7/09/15), Metanol Asia (7/09/15), Nylon USA (14/09/15), PP Asia (14/09/15), PS EUR (21/09/15), Ortoxileno USA &LATAM (21/09/15), Acetona Asia (28/09/15), PMMA EUR (28/09/15), PEAD USA (5/10/15), Acetato de Butilo USA (12/10/15), TDI Asia (19/10/15), Paraxileno EUR (19/10/15), EDC Asia (26/10/15), 2-EH Asia (26/10/15), Acetona USA (2/11/15), Policarbonato EUR (2/11/15), PS Asia (9/11/15), Oxoalcoholes EUR (9/11/15), MIBK Asia (16/11/15), MEK Asia (23/11/15), Butadieno USA (23/11/15), MIBK World (7/11/15), PBR Asia (7/12/15), Tolueno Asia (14/12/15), Paraxileno USA (14/12/15)..

NOTICIAS LOCALES E INTERNACIONALES

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ARGENTINA Compra de acciones de Carboclor Puente Hnos. SA informó haber comprado acciones por el 0,0965% del capital de Carboclor SA, por $ 276.354. Como consecuencia de esta operación, su participación en la compañía asciende ahora al 6,48%. Carboclorelabora productos químicos, petroquímicos y derivados del petróleo, así como provee servicios de puerto, almacenaje y logística. Puente está a cargo de la ingeniería financiera para construir una nueva terminal de líquidos en la planta de Campana, que se construye sobre 36 ha a 94,5 km de la CABA, en la margen derecha del Paraná de las Palmas. Consta de 350 metros de frente fluvial, con calado a 32 pies, apta para buques Panamax de 45.000 TPM. Desinversión de Chevron Chevron, sexto productor de crudo, busca deshacerse de tres áreas petroleras en la cuenca Neuquina, que aportan el 20% de su producción total. Se trata de los campos Estancia Vieja-Puesto Flores, La Yesera y Loma Negra, ubicados en Río Negro, que producen alrededor de 500 m3/día de crudo, según el IAPG. La estadounidense negocia al menos con tres petroleras con presencia en el país. La decisión se explica por el tamaño y nivel de madurez de los bloques en cuestión. Son campos secundarios con una pequeña producción que quedan fuera de escala para una compañía del tamaño de Chevron, pero que interesan a compañías independientes y pequeñas, que concentran su energía y recursos en desarrollar de la manera más eficiente posible el potencial remanente. Aumento de la producción y disminución del déficit energético La producción de petróleo experimentó en junio de 2015 un aumento de 1,4% comparada con la de junio de 2014, no obstante lo cual en el último año móvil acumula una caída de 0,9% en relación a los doce meses anteriores.Los datos surgen de un informe del Instituto Argentino de la Energía General Mosconi (IAE). En cuanto a la producción de gas natural el informe señala que se incrementó 3,1% en junio de 2015 respecto a igual mes del año anterior, y acumula en el último año móvil un aumento de 1,6% en relación al período julio 2013 - junio 2014. En cuanto a la balanza comercial energética, el IAE refiere al INDEC, detallando que en junio de 2015 se importaron combustibles y lubricantes por 1.071 millones de dólares, 39% menos que en el mismo mes de 2014, y suman en último año móvil 8.337 millones de dólares, es decir 29% por debajo de los 11.750 millones importados en igual período anterior. El déficit comercial energético fue en junio de 2015 de 870 millones de dólares, 29% menor que el registrado en junio de 2014. El Congreso sancionó nueva ley de energías renovables por amplia mayoría La Cámara de Diputados acompañó el proyecto con 178 votos a favor, 8 en contra y 4 abstenciones. En definitiva, la iniciativa fue aprobada tal como ingresó en Senadores en 2014. El siguiente paso es la reglamentación, de la que hay dudas que se pueda realizar en 2015. Importante caída en biodiesel Las exportaciones de biodiesel retrocedieron 54,6%, de 521.216 toneladas en el primer semestre de 2014 a 236.550 toneladas en igual períodode este año. En cambio, el consumo interno de biodiesel se incrementó 30%, pasando en un año de 404.632 toneladas acumuladas en seis meses a 525.883 toneladas. Así, se revirtió la tendencia, ya que este año es mayor la producción que se destinó al mercado interno que la que se vendió al exterior.

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Aumento en la producción de bioetanol La producción de bioetanol aumentó 25,7% en el primer semestre. En total, se produjeron 359.253 metros cúbicos de este derivado, cuando en los primeros seis meses de 2014 habían sido 285.769 metros cúbicos. De ese total, 126.959 metros cúbicos fueron extraídos de caña de azúcar (8,7% más que un año atrás) mientras que los 232.294 metros cúbicos restantes correspondieron a etanol de maíz, lo que implica un crecimiento productivo del 37,4%. Este último dato es importante para Córdoba ya que las principales productoras de etanol de maíz del país están radicadas en esa provincia. BRASIL Petrobras se desprende del 49% de su filial Gaspetro La empresa estatal Petrobras informó ayer que "está en negociaciones finales" para la venta de 49% de Gaspetro, subsidiaria de la compañía para el sector de gas. La eventual compradora seríaMitsui Gas e Energia do Brasil. La petrolera informó que la operación fue realizada por medio de un proceso competitivo y que la transacción forma parte de la desinversión prevista en el plan de negocios y gestión 2015-2019. Con su programa de desinversión, Petrobras espera vender activos por hasta 15.000 millones de dólares en los próximos dos años. La empresa -que enfrenta problemas de flujo de caja- no divulgó el valor de la venta del 49% de Gaspetro. El comunicado de la compañía aclaró que la conclusión de la transacción está sujeta a la aprobación del Consejo de Administración de Petrobras y de los órganos regulatorios competentes. Petrobras es la mayor productora de gas natural del país y en los últimos años venía avanzando también en el sector de distribución, donde ya mantenía -a través de Gaspetro- participación en la mayoría de las empresas locales del sector. Petrobras perdió un 87% de su valor El valor de mercado de Petrobras se encontró por primera vez desde 2005 por debajo del valor de R$ 100.000 millones, por la caída de las acciones de la estatal. Sumada la devaluación del real, eso implica que la compañía vale hoy menos de 25.000 millones de dólares. El conjunto de las acciones de Petrobras, golpeada por un escándalo de coimas que investiga la justicia, valía R$ 99.680 millones en la bolsa. La pérdida de valor coincidecon el aniversario de cinco años de la operación de mega-capitalización por un valor de R$ 120.000 millones (de los cuales R$ 45.000 millones en caja), ocurrida el 24 de septiembre de 2010. El gobierno celebró en aquel momento la que consideró la operación del tipo más grande del mundo, pero desde el punto de vista de los accionistas minoritarios fue vista como un símbolo de deterioro en términos de gobernanza de la compañía. Desde la capitalización, cuando dio un salto y pasó a valer R$ 321.000 millones, la pérdida de valor de mercado de Petrobras fue de 69%, o de R$ 223.000 millones. En dólares, la caída fue más fuerte porque la desvalorización de la moneda acentúa el mal desempeño de las acciones locales. De acuerdo a ese criterio, el valor de mercado cayó 87% desde la capitalización, lo que representa una destrucción de 163.000 millones de dólares en valor. En el mismo período la deuda líquida de la compañía creció 600%, pasando de R$ 57.000 millones a cerca de R$ 400.000 millones, considerando una estimación del impacto de la reciente disparada del dólar (a una cotización de R$ 4,24). Según estimaciones de diversos analistas, el salto en el endeudamiento no solo está vinculado con el efecto cambiario sino también con otros factores como la práctica de invertir más de lo generado por caja, la venta de combustible con perjuicio durante casi cuatro años, el desarrollo en proyecto inviables desde el punto de vista económico y los desvíos por corrupción. Pero el reciente movimiento de pérdida de valor de Petrobras, de 25% o más de R$ 30.000 millones

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Solo en septiembre, se debe principalmente a la reducción de la nota de crédito del país y de la compañía por Standard &Poor’s y la disparada del dólar. Ambos factores impactan en el costo y en la capacidad de refinanciación de la deuda de Petrobras, considerando queentre 2016 y 2019, cada año vence un promedio de R$ 50.000 millones. COLOMBIA Inauguración de nueva planta de etanol Con una inversión de 133 millones de dólares, el ingenio Riopaila–Castilla está inaugurando su destilería de etanol, ubicada en el municipio de Zarzal, Valle del Cauca. Esta será la más grande del país, pues tendrá una capacidad de producción de 400.000 litros diarios del biocombustible. Además, cuenta con una planta de cogeneración de energía eléctrica de 35 megavatios, con la que se podrá proveer a una población de 400.000 habitantes. Solo ésta demandó una inversión de más de 48 millones de dólares. De forma simultánea, el ingenio tiene en marcha otro proyecto, que está en Puerto López (Meta), para suministrar las 300.000 t/a de caña azucarera que demanda la planta de etanol de Bioenergy, de propiedad de Ecopetrol. Al cierre del pasado mes de mayo, la industria azucarera colombiana había procesado (molido) 9,37 millones de toneladas de caña azucarera y registraba una producción de 874.000 toneladas de azúcar. Las ventas de los ingenios al mercado nacional sumaron 625.000 toneladas del endulzante, mientras que a los mercados internacionales había enviado 252.000 toneladas. La producción de alcohol carburante (para mezcla con gasolina) reportada por las destilerías del país fue de 176.534 litros. MÉXICO Pemex ha perforado 52% menos pozos este año Entre enero y julio, Petróleos Mexicanos (Pemex) perforó 162 pozos petroleros, número que representa una caída de casi 52 por ciento en comparación al año pasado, y que afecta directamente la restitución de reservas petroleras. Ésta es una de las cifras más bajas que ha registrado la empresa desde 2001, cuando en el mismo periodo alcanzó 227 pozos, sin que hasta el momento se tenga la certeza de que esta tendencia podrá ser revertida. El menor número de pozos por parte de Pemex tiene que ver con la postergación de proyectos, debido principalmente a la reducción del presupuesto, que la ha hecho ser más selectiva en los proyectos que está llevando a cabo. Pemex había dicho a principios del año pasado que el número de pozos terminados había disminuido, debido "a una menor terminación de pozos de desarrollo y de exploración, como resultado de menor actividad programada en los activos Aceite Terciario del Golfo y Poza Rica-Altamira de la Región Norte, así como en los activos Cinco Presidentes, Bellota-Jujo y Samaria-Luna de la Región Sur". La información establece que previamente, durante 12 años, la empresa petrolera mantuvo un constante aumento en los trabajos de perforación, con lo cual se había logrado restituir las reservas petroleras; sin embargo, a partir de 2013 la tendencia de perforación de pozos ha sido negativa. Van por presal petrolero en el golfo de México Por primera vez en la historia se realiza exploración tridimensional tipo wideazimuth (WAZ) en las cuencas petroleras de Veracruz, Tabasco y Campeche, con el fin obtener información sobre los recursos prospectivos que están debajo, y que podrían multiplicar varias veces las reservas mexicanas de hidrocarburos.

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En el 2010, Petrobras halló en Brasil su zona denominada "presal" a 7.000 metros de profundidad en las costas de Santa Catarina y Espíritu Santo, donde bajo una capa de 2.000 metros de acumulaciones salinas, se han encontrado recursos por entre 5.000 y 8.000 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, la tercera parte de las reservas de México. La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) de México ha otorgado cuatro permisos para exploración 3D: dos a DowellSchlumberger, uno a Compagnie Générale de Géophysique(CGG), de Francia, y otro más a la mexicana Geoprocesados, por una superficie total superpuesta y en tres dimensiones de 165,073 kilómetros cuadrados sobre superficies salinas, de los cuales 78% se ubican en el sureste mexicano y el resto en aguas profundas de la zona de Perdido. URUGUAY Las fuentes renovables ya cubren casi el 100% de la demanda eléctrica Desde de hace más de un mes las fuentes renovables del país vienen cubriendo la mayor parte de la demanda eléctrica de Uruguay. La fuerte presencia que cada vez más tiene la eólica en el mix energético explica en parte esa tendencia y la demanda se está atendiendo básicamente con generación de autodespacho (generadores y cogeneradores que producen electricidad en base a biomasa), generación eólica, fotovoltaica y generación hidráulica. Solamente en los picos de consumo, en el entorno de las 20 horas, es posible que sea necesario, por razones de potencia, agregar generación térmica en base a combustible fósil. Ello depende fuertemente de la producción eólica que esté ocurriendo en esos momentos. Debe destacarse que septiembre y octubre son meses de buena producción eólica en Uruguay. Adicionalmente son los meses de menor demanda debido a que las temperaturas no requieren consumo eléctrico para su ajuste dentro de las viviendas. Respecto de los aportes de agua de los embalses, en este momento se está con todos los lagos llenos, con cotas muy cercanas a las de vertimiento pero sin vertimiento. En relación a las características de la producción eólica, aunque es muy variable, tiene una fuerte tendencia a la producción durante las horas nocturnas. Uruguay tiene una capacidad instalada de 800 MW, de los cuales 660 MW aportan efectivamente y 140 MW están en etapa de pruebas, por lo que todavía no operan al cien por cien. Según datos oficiales, durante un período en que se abasteció el consumo en un 100 % con energías alternativas, el 25,48% de la demanda energética se cubrió con eólica, el 9,38% con biomasa, el 1,37% con energía fotovoltaica y el resto mediante fuentes hidráulicas de las represas de Salto Grande y del Río Negro. VENEZUELA Plan piloto de PDVSA aumenta producción de crudo en el Lago de Maracaibo El proyecto piloto Lago "Comandante Supremo Hugo Chávez" desarrollado por los trabajadores de Petróleos de Venezuela (PDVSA) Occidente permitió incrementar en más de 10 mil barriles de crudo neto por día y 30 millones de pies cúbicos de gas diarios la producción en el Lago de Maracaibo, del estado Zulia. Este plan estratégico se desarrolló durante un mes y contó con la participación de 273 petroleros responsables de las operaciones acuáticas. El proyecto incluyó la conexión de 170 pozos para contribuir con la cuota de producción de crudo, según indicó el ministro de Petróleo y Minería, y presidente de PDVSA, Eulogio Del Pino. Se encuentra en desarrollo una nueva propuesta denominada "Proyecto Petro consolidación del Lago "Comandante Supremo Hugo Rafael Chávez", que tendrá una duración estimada de cuatro meses, con la finalidad de incorporar 70 millones de pies cúbicos de gas por día y 30 mil barriles netos de crudo diarios.

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Con este plan se busca incrementar la producción de crudo mediano y liviano en las áreas Centro Lago, Centro-Sur Lago, Ceuta Treco, Lago Mar y Lago Medio, de Producción Occidente, con la participación de 500 trabajadores.

CALENDARIO DE EVENTOS

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Evento Fecha Lugar Organizador/Contacto

CWS’s World Shale Oil & Gas Latin America Summit

2016 a confirmar Argentina. CWC Group www.world-shale.com

Saudi Plastics and Petrochem 2016

18 al 21/1/2016 Riyadh

ArabiaSaudita Riyadh Exhibitions Company (REC) www.saudipp.com

2015 SPE International Polyolefins Conference “Four Decades of Advancing Polyolefins Technology"

21 al 24/2/2016 Houston, Texas

EE.UU. SPE - Society of Petroleum Engineers www.spe-stx.org

Plastimagen México 2016 8 al 11/3/2016 México DF

México E.J. Krause de México www.plastimagen.com.mx

AFPM 2016 Annual Meeting 13 al 15/3/2016 Dallas, Texas

EE.UU.

AFPM - American Fuel & Petrochemical Manufacturers (Formerly NPRA) www.afpm.org

31st World Petrochemical Conference

15-18/3/2016 Houston, Texas

EE.UU. IHS www.ihs.com

AFPM 2016 International PetrochemicalConference

20 al 22/3/2016 Dallas, Texas

EE.UU.

AFPM - American Fuel & Petrochemical Manufacturers (Formerly NPRA) www.afpm.org

Chinaplas 2016 25 al 28/4/2016 Shangai, PR

China www.chinaplasonline.com

Argentina Shale Gas & Oil Summit 2016

9y 10/5/2016 Buenos Aires

Argentina www.a-sgos.com

FIMAQ 2016 Feria Internacional de la Máquina Herramienta y Tecnología para la Producción

10 al 14/5/2016 Tecnópolis

Villa Martelli Argentina

CARMAHE, AAFMHA y CAFHIN www.fimaqh.com

Expo Pack México 2016 17 al 20/5/2016 Ciudad de México

México PMMI www.expopack.com.mx

Expo PlastPerú 2016 Pack Perú Expo 2016

25 al 28/5/2016 Lima Perú

Grupo G-Trade www.expoplastperu.com www.packperuexpo.com

13th Annual Global Petrochemicals Summit 2016

junio/2016 Düsseldorf Alemania

World Refining Association www.wraconferences.com/event

PEPP 2016 24th Polyethylene-Polypropylene Chain Global Technology and Business Forum

1 al 3/6/2016 Zurich Suiza

IHS www.ihs.com

CERI 2016 Petrochemical Conference

5 al 7/6/2016 Kananaskis, Alberta

Canadá CERI - Canadian EnergyResearchInstitute www.ceri.ca

CALENDARIO DE EVENTOS

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Evento Fecha Lugar Organizador/Contacto

7th Annual International Refining and Petrochemical Conference (IPRC)

7y8/6/2016 Milán Italia

HydrocarbonProcessing www.cvent.com

Argenplás 2016 13 al 16/6/2016 Centro Costa Salguero

Buenos Aires Argentina

CAIP Cámara Argentina de la Industria Plástica caip@caip.org.ar

13º Congreso Argentino de Petroquímica

14 y 15/6/2016 Centro Costa Salguero

Buenos Aires Argentina

IPA – Instituto Petroquímico Argentino www. ipa.org.ar

7th Latin American Conference on Process Safety

1/8/2016 Lima Perú

CCPS – Center for Chemical Process Safety www.aiche.org

InterplastBrasil 2016 EuromoldBrasil

6 al 9/8/2016 JoinvilleSC

Brasil Messe Brasil www.interplast.com.br

ExpoPlast 2016 7 y 8/9/2016 Montreal Canadá

UBM Canon www.ubmcanon.com

Rio Oil & Gas 2016 Expo and Conference

14 al 16/9/2016 Río de Janeiro

Brasil IBP – Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás www.ibp.org.br

Colombiaplast - Expoempaque 2016

26 al 30/9/2016 Bogotá

Colombia Acoplásticos www.colombiaplast.com

50thEPCA Annual Meeting 1 al 5/10/2016 Budapest Hungría

TheEuropeanPetrochemicalAssociation www.epca.eu

K 2016 International Trade Fair for Plastics and Rubber

19 al 26/10/2016 Düsseldorf Alemania

Messe Düsseldorf www.k-online.de

Interpack 2017 4 al 10/5/2017 Düsseldorf Alemania

Messe Düsseldorf GMBH www.messe-duesseldorf

Feiplastic 2017 Feira Internacional do Plástico

22 al 26/5/2017 Anhembi, San Pablo

Brasil

Reed Exhibitions Alcantara Machado www.reedexpo.com www.feiplastic.com.br

Expo Plásticos Guadalajara 2017 13 al 15/6/2017 Guadalajara, Jalisco

México www.expopackguadalajara.com.mx

46th World Chemistry Congress (IUAPC – 2017)

9 al 14/7/2017 San Pablo

Brasil

IUPAC – International Union of Pure and Applied Chemistry www.iupac2017.org

Interplas 2017 26 al 28/9/2017 Birmingham Reino Unido

www.britishplasticshow.com

Plast 2017 26 al 30/9/2017 Milán Italia

PromaplastSrl www.plastonline.org

WCCE 10 10th World Congress of Chemical Engineering

1 al 5/10/2017 Barcelona España

WCEC - World Chemical Engineering Council

CALENDARIO DE EVENTOS

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Equiplast 2017 2 al 6/10/2017 Barcelona España

Firade Barcelona www.equiplast.com

Fakuma 2017 (Feria Internacional para la transformación de plásticos)

17 al 21/10/2017 Friedrichshafen

Alemania P.E. Schall GmbH & Co. www.fakuma-messe.de

NPE 2018 The International Plastics Showcase

7 al 11/5/2018 Orlando, Florida

EE.UU. SPI www.npe.org

NOVEDADES

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En esta oportunidad publicamos un resumen de los trabajos integradores finales presentados por la Ing. Scarlet Stefanía Naranjo Rueda y por el Ing. Mariano M. Desvard, alumnos egresados de la carrera de posgrado Especialización en Industria Petroquímica (IPA-UNSAM). Evaluación tecno económica de una nueva tecnología alternativa para minimizar los subproductos en una línea de producción Los estudios de mercado a nivel mundial sobre la demanda de acetona, demuestran que este mercado está sufriendo muy poco desarrollo en el transcurso de los años por lo que se prevé un posible deterioro del mercado, que puede acarrear grandes pérdidas a los productores de acetona a nivel mundial. Debido a la problemática que se podría presentar a largo plazo si ocurre un deterioro del mercado de la acetona, en el presente estudio evaluamos de manera preventiva una posible inversión en una nueva unidad tecnológica que permita recircular la acetona y aprovecharla como alimentación de la planta de Cepsa Química S.A en Palos de la Frontera, que tiene producción de cumeno, fenol y acetona, operando con la tecnología de BadgerCumeneTechnology y Sunoco/UOP Fenol. Para ejecutar este estudio se plantearon los siguientes objetivos:

Objetivo General: Evaluar la rentabilidad de una posible inversión en una nueva tecnología alternativa para minimizar los subproductos en una línea de producción existente. Objetivos Específicos: - Realizar la evaluación tecno-económica de una nueva unidad de producción. - Estimación de costes de conversión de materias primas en productos terminados, partiendo del

balance de masa y consumos de energía. - Valoración económica de la rentabilidad del proyecto.

PANORAMA DEL MERCADO DE FENOL Y ACETONA

Mercado actual de fenol

El mercado de fenol va en auge como se observa en los diagramas, se estima que para el presente año 2015 la demanda de fenol aumente un 19% con respecto al año 2010 (Figura 1). Esto garantiza un aumento o estabilidad en los precios de venta de fenol y por ende ganancias monetarias para la empresa por venta de este producto.

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Figura 1. Mercado de Fenol año 2010 y año 2015 (Cepsa Química, Estimates)

El fenol se utiliza para la preparación de resinas sintéticas, colorantes, medicamentos, plaguicidas, curtientes sintéticos, sustancias aromáticas, aceites lubricantes y solventes.Los principales usos de fenol, el consumo de dos tercios de su producción, implican su conversión a los precursores a los plásticos. La condensación con acetona da bisfenol-A, un precursor clave para policarbonatos y resinas epoxi. La condensación de fenol, alquilfenoles o difenoles con formaldehído da resinas fenólicas. La hidrogenación parcial de fenol da ciclohexanona, un precursor de nylon. Detergentes no iónicos se producen por alquilación de fenol para dar los alquilfenoles. El fenol no es solo un precursor versátil para una gran colección de medicamentos, particularmente con aspirina, sino también muchos herbicidas y drogas farmacéuticas. El fenol es un componente de decapantes de pinturas industriales utilizados en la industria de la aviación para la eliminación de epoxi, poliuretano y otros recubrimientos resistentes químicamente.Los derivados de fenol también se utilizan en la preparación de cosméticos, incluyendo filtros solares, tintes para el cabello, y preparaciones para aclarar la piel.

Mercado actual de acetona

El mercado de la acetona es largo, es decir la demanda aumenta muy poco en el transcurso de los años, como se observa en la figura 2. Esto se traduce a largo plazo en un deterioro del mercado, para poder vender toda la acetona que se obtiene como subproducto del proceso se deben disminuir los precios de venta de acetona, que pueden llegar a descender por debajo de su coste de producción. Este deterioro del mercado de acetona, puede acarrear pérdidas significativas para la empresa. Surge la necesidad de plantear nuevos proyectos y estudiar nuevas tecnologías que permitan optimizar el proceso de producción de fenol. Por ello se estudia la alternativa de aprovechar la acetona como materia prima para el proceso de producción de cumeno.

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Figura 2 Mercado de acetona, año 2010 y año 2015 (Cepsa Química, Estimates)

La acetona se utiliza principalmente como disolvente y como compuesto intermedio en la producción de sustancias químicas. Sus principales aplicaciones de alto valor añadido son la producción de Metil Metacrilato, Acido Metacrílico yMetacrilatos de mayor tamaño, Bisfenol A, MetilIsobutil Cetona, aplicaciones médicas y farmacéuticas (compuesto intermedio y solvente para drogas, vitaminas y cosméticos). La acetona también presenta usos en la industria alimenticia como disolvente de extracción para grasas y aceites, y como agente de precipitación en la purificación del azúcar y el almidón.(MYONU, 2014) El desarrollo de este proyecto, se inicia con un análisis tecno económico de la rentabilidad de implementar la nueva tecnología. Se calcularon los costes variables de la planta más influyentes, que son los de producción que agrupan el coste de compra de la materia prima y de servicios como son agua de enfriamiento, vapor, consumo de gas natural entre otros servicios. Los costos de producción para transformar la materia prima en productos terminados fueron estimados a partir del diagrama de flujo del proceso (PFD)el cual no se detalla por políticas de privacidad de la empresa. Se realizó el balance de masa del proceso y el balance energético de los equipos que forman parte de la nueva unidad a instalar (Tabla 1). Los mismos no se detallan igualmente por política de confidencialidad.

Consumo energético MMKcal/hr Consumo bruto de energía térmica 3,82

Recuperación de energía 3,12 Agua de refrigeración (circulación) 5,29

Tabla 1 Resumen consumo energético de la nueva unidad de operación.

Luego se procedió a calcular los ratios de consumo de cada producto en función del consumo de materia prima y se halló la correlación para estimar los costes de producción de fenol, acetona y propileno de reciclo. Para este análisis se diseñó el diagrama (Figura 3) para representar cada etapa del proceso, considerando un volumen de control o caja negra.

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Capacidad de Fenol: 450.000 Tm/Año Producción de Acetona: 280.000 Tm/Año

Figura 3 Diagrama del proceso El precio de compra de la materia prima y servicios requeridos en la planta, usados en los cálculos se muestran en la siguiente tabla:

MATERIA PRIMA SERVICIO Precio Benceno 800 €/Tm Precio Propileno (100%) 1.000 €/Tm Pureza Propileno comprado 82% %wt Precio Hidrogeno (100%) 2500 €/Tm Precio venta Acetona 770 €/Tm Precio Gas Natural 30 €/MWH Precio Vapor 25 €/TM

Tabla 2 Precio de materia prima y servicios de la planta.

Posteriormente para el estudio económico, se presenta el flujo de caja que se generará durante la vida del proyecto y todos los aspectos relacionados con este, como son los costos de producción y los costos de inversión necesarios para el funcionamiento de la nueva unidad tecnológica, posteriormente se presenta el análisis financiero mediante la evaluación de indicadores económicos como el VAN (Valor presente neto), el TIR (tasa interna de retorno) y el PAY BACK (Tiempo de pago de la inversión). Para realizar el flujo de caja es necesario partir de una serie de suposiciones que permitan las proyecciones correspondientes y determinar así las mejores opciones de planeación. La evaluación del proyecto está basada en las siguientes suposiciones:

- Se maneja un escenario pesimista, donde el precio de venta de la acetona desciende a 513 Euro/Tm. Lo anterior se asume basado en la correlación obtenida de precio de acetona en función de la materia prima (propileno).

- Se determinó el coste de inversión de la planta considerando costos fijos y variables.

- Se descartaron valores de inflación en el tiempo para todos los parámetros evaluados.

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- El tiempo de vida útil del proyecto es de 12años, desde el desembolso para la instalación

de los nuevos equipos de la planta. Y los 10años siguientes son de producción.

- La depreciación a 10 años es lineal.

- Los ingresos por venta de acetona se descartaron, con el fin de cuantificar los ingresos por disminución de costes de materia prima y recirculación de la acetona obtenida como subproducto.

- El flujo de inversión del proyecto (ingeniería, compra de equipos y puesta en marcha) fue tomada basándose en un precio global de proyectos similares que fueron realizados anteriormente por Cepsa Química S.A. Al igual se consideró los costos de aranceles.

Para realizar el flujo de caja se usaron parámetros establecidos previamente por la metodología de trabajo del grupo de desarrollo de negocios de la compañía. Por otro lado considerando un escenario pesimista, es decir, caída en los precios de venta de acetona. Se calculó el break-evenpoint de la planta, es decir, el precio mínimo de venta de acetona que cumple la condición de que las pérdidas generadas por vender la acetona por debajo de su coste de producción igualen al coste de producción de la unidad tecnológica. Posteriormente se determinó el punto de equilibrio, como la diferencia entre el precio de venta de acetona en el break-evenpoint de la planta y su coste de producción. Relacionando los costes de producción con el flujo de caja en el punto de equilibrio, se determinóel volumen de producción que debe tener la planta para cubrir los gastos de inversión, así como garantizar un TIR del 15%. Los resultados obtenidos fueron los siguientes:

A. Análisis tecno económico

Los costos de producción del proceso se reportan en función de Tm. A partir de la correlación de los productos en función del consumo de materia prima (Figura 4). Se obtuvieron los resultados mostrados en la tabla 2.

Figura 4. Correlaciones para determinar costes de producción

Coste de Producción

FENOL = 0,8911 * BZ    + 72,8 €/Tm

ACETONA = 0,7723 * C3=   + 72,8 €/Tm

PROPI. RECICLO = 0,7464 * C3=   + 89,7 €/Tm

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Costos de producción €/Tm Fenol 785,71 Acetona 706,05 Reciclo 701,70 C3 de reciclo 982

Tabla 3. Costes de producción

Si la planta opera con propileno obtenido a partir de la planta de refinación adyacente, los gastos por compra de esta materia prima se calculan en 820 €/Tm, mientras que si se instala la nueva unidad tecnológica el coste de propileno obtenido por el proceso de recirculación sería de 982€/Tm. Se observa que no sería rentable obtener propileno a partir de la unidad de recirculación en las condiciones actuales de operación de la planta. Sí el precio de acetona se mantiene en 770€/Tm es óptimo seguir operativo la venta de este subproducto. En caso de que los precios de venta de la acetona descienden por debajo de su coste de producción (706,051€/Tm) se generan pérdidas, por concepto de venta de acetona. Pero,¿es rentable invertir en la nueva unidad tecnológica? Se podría considerar la opción de instalar la unidad de recirculación para transformar la acetona y aprovecharlo como materia prima. Solo en el caso hipotético en donde el precio de venta de la acetona desciende por debajo de los 513,47 €/Tm (break-evenpoint de la planta), en este punto las pérdidas generadas por la venta de acetona por debajo de su coste de producción igualan a los costes de producción de la nueva unidad tecnológica y es posible plantear un panorama de inversión y cambios de operación. En el caso de instalar la nueva unidad de producción, se procedió a determinar el nivel de operación. La planta debe tener la capacidad de producir 5,99MTm de acetona que se recirculan para cubrir los gastos de inversión de la unidad tecnológica. Y para satisfacer la condición de TIR 15% en un período de 10años, se necesita recircular 6,99 MTm. La producción anual de acetona en la planta de Palos de la Frontera es de 280.000Tm/Año lo que permite cubrir la cantidad mínima de acetona que se debe recircular para que el proyecto sea rentable y puede acarrear beneficios que se traducen en dinero para la empresa.

B. Análisis financiero

Una vez realizado los cálculos correspondientes al flujo de caja del proyecto, se presenta el análisis financiero de este, en base a parámetros económicos con el VPN, el TIR y el pay back. Para la realización del flujo de caja del proyecto, se definen los costos de inversión en 11538 KEUR los cuales se desembolsan durante los dos primeros años y representan recursos propios del inversionista.

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El análisis del flujo de caja del proyecto se presenta considerando que para que el proyecto en estudio sea rentable, la compañía se plantea recuperar la inversión y tener un TIR del 15% en un periodo de 10años.

Valor presente neto (VPN)

Con los cálculos realizados en el flujo de caja, se obtuvo que el VPN del proyecto sumado a su valor residual es de 4.012kEUR,al ser mayor que cero implica que la tasa de rendimiento del proyecto es mayor que la tasa de oportunidad. Sin embargo, considerando un valor de salvamento cero, el proyecto tiene un VPN negativo (-1843 kEUR), por lo que el proyecto no es atractivo.

Tasa interna de retorno (TIR)

Esta representa la tasa a la cual rendirá el proyecto. Para el caso planteado se define como condición un TIR del 15% para el proyecto más el valor económico residual, y se obtuvo un TIR de 6,2% para el proyecto, el cual es evidentemente menor que la tasa de oportunidad que definimos.

Tiempo de pago de la inversión (PAY BACK)

La inversión, se pagará en 7 años y 2 meses después de iniciada la producción, que corresponde a un tiempo largo, los montos de la inversión quedarán comprometidos durante un período prolongado y por ende, la liquidez del mismo es relativamente baja. Los parámetros económicos muestran que el proyecto tiene poca rentabilidad, principalmente porque la inversión se recupera en un tiempo muy largo, el TIR de proyecto no satisface los requerimientos establecidos por el departamento de desarrollo de negocios de la compañía, para que sea confiable realizar la inversión. En la tabla 4 se presentan los resultados arrojados

Tabla 4. Valor de los indicadores económicos

RELACIÓN DEL PRECIO DE FENOL Y ACETONA, CON EL PRECIO DEL PETRÓLEO Haciendo una comparativa de los precios de fenol, acetona y petróleo en el último período 2012-2013, se observa en las gráficas (figura 5 a 7) que existe una correlación entre ellos, las fluctuaciones del precio del petróleo afectan directamente el precio del fenol y de la acetona.

 

 

 

 

 

IRR (Nominal) 6,2%

NPV Nominal -1.843 kEURPayBack Nominal 7,2 yr from S-U

PROJECTIRR (Nominal) 15,1%NPV Nominal 4.012 kEURPayBack Nomina 7,2 yr from S-U

PROJECT + RV (Economic)

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Figura 5. Precio de la acetona. Fuente: http://www.orbichem.com/

 

  

Figura 6. Precio del fenol.Fuente: http://www.orbichem.com/

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Figura 7. Precio del petróleo (US/barril) Fuente: http://www.indexmundi.com/  

El cambio más notable para el periodo 2012-2013 se observa en el mes de junio del 2012 donde el precio del petróleo tuvo una caída del -12,89%, observándose una tendencia similar de descenso de los precios para los productos de fenol y acetona. Aproximándonos a los datos más recientes, el precio del barril de petróleo experimento una súbita caída, en el último semestre del año 2014, para enero del 2015 se refleja un descenso de -21,64% respecto al mes anterior y continuó la tendencia de bajada del precio del barril hasta marzo de 2015, sin embargo, el mercado de fenol y acetona se han mantienen rígidos en este último período. Esto implica que el precio del fenol y la acetona además se ven afectado por otros drivers del mercado y no solo por el precio del petróleo. Los drivers que marcan la tendencia de los precios internacionales de fenol y acetona, son aquellas variables que influyen en las fluctuaciones del precio en el mercado de dichos productos. Entre lo más influyentes cabe destacar:

- El costo de la materia prima. Es decir, el costo del propileno y benceno, materias primas usadas en el proceso de producción de fenol. 

- Relación entre la oferta y demanda del mercado. La baja demanda de acetona hace que los precios disminuyan y por ende no se puede reembolsar el 100% de los costos de producción.

- Stock de producto. Los productores de fenol, tienenque controlar el stock principalmente de la acetona que se obtiene como subproducto del proceso. Se dificulta vender el 100% del producto generado en cada bloque de producción, ya que la demanda de fenol es mayor en relación a la demanda de acetona.

Hay que recordar que la acetona se obtiene como subproducto en el proceso de fabricación de fenol en una relación de 1 a 0,62.Es decir, de cada tonelada de fenol se obtienen 0,62 de acetona. Los precios al contado de Acetona se han mantenido firmes en los últimos meses, debido a los recortes en fenol, producto primario, que resulta en la rigidez del mercado. Es posible hacer una proyección de la tendencia de los próximos meses, según opiniones de especialistas del mercado (El confidencial químico,2015): -La reactivación de la demanda de acetona ha sido inferior a la prevista inicialmente por los fabricantes, lo que dará lugar a cierto desequilibrio entre la oferta y la demanda. A dichos

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parámetros se suma, la agresiva política comercial desarrollada por algunos proveedores de Europa del Este, centrada en ofertar su producto a precios más competitivos. -Además, el buen comportamiento de los sectores de aplicación del fenol podría ocasionar una notable dilatación de los stocks de acetona en Europa. - No se podrán consolidar los precios alcistas que tenían previsto los productores de acetona, debido al mercado largo que presenta este producto. A partir del análisis anterior se obtienen las siguientes conclusiones y recomendaciones:

- Si bien la tecnología comercializada por Badger Licensing es altamente confiable, bajo las condiciones que se presentan en este proyecto es riesgoso para la compañía invertir. El punto de operación optimo más acorde a las oportunidades que brinda el mercado actual de acetona, es continuar vendiendo este producto.

- La tecnología comercializada por Badger Licensing reporta una alta recuperación de propileno a partir de acetona. La relación costo-beneficio se ve favorecida si los precios de venta de la acetona sufren una caída significativa.

- El estudio se ha hecho en un panorama estacionario, evaluando una caída súbita de los precios de venta de la acetona. Se sugiere realizar un modelo dinámico donde se puedan evaluar otras variables que afectan el sistema, como son la pureza de propileno en la corriente de alimentación y una subida de los precios de compra de propileno, entre otros. Y así determinar con mayor exactitud las condiciones en las que es rentable instalar la nueva unidad tecnológica.

- Para el estudio se ha realizado un modelo lineal de flujo de caja. Si se desea afinar un poco más los resultados, se deben considerar detalles de inflación en el curso de los años.

- Encontrar una correlación entre el precio del propileno y la acetona.

- Evaluar la rentabilidad asociada a diferentes niveles de ventas de acetona.

Actualmente no resulta atractiva instalar la nueva unidad tecnológica en el proceso de producción de fenol para recircular la acetona y usarla como materia prima del proceso. En mi opinión en el futuro, no es rentable ni resulta un negocio atractivo para la empresa instalar la nueva tecnología. Tendría que darse un escenario crítico, donde coincidan las variables que afectan, entre las cuales están: aumento del costo de materia prima, disminución de la demanda de la acetona, caída crítica de los precios, deterioro del mercado, aumento de los fabricantes de este subproducto, entre otras variables que se detallaron que afectan este estudio. De momento, el fenol da grandes márgenes de beneficio para la empresa, que es el producto principal del proceso en estudio. La acetona vendida como subproducto amortigua los gastos de costos de producción, no cubre el 100% de dichos costos pero tampoco genera pérdidas o números negativos en las cuentas de la empresa. ¿Se puede mejorar esta unidad de negocio? Por supuesto, hay una ventana abierta para optimizar el proceso y evitar que las incertidumbres del mercado afecten negativamente las ganancias de esta planta. Por ello, se debe seguir en la búsqueda bien sea de una nueva tecnología alternativa o quizás otras aplicaciones para aprovechar la acetona y tener un mercado en equilibrio de este subproducto.

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REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

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CEPSA, 2010. Compañía Española de Petróleo. Disponible en internet: http://www.cepsa.com/cepsa/nuestra_Planta_Quimica_de_Palos_de_la_Frontera. Consultada el 01 de octubre del 2014.

EL CONFIDENCIAL QUÍMICO, 2015. Disponible en internet: www.elconfidencialquímico.com. Consultada el 01 de junio del 2015.

INDEXMUNDI, 2015. http://www.indexmundi.com/. Consultada el 03 de junio del 2015.

UOP, 2014 .http: //www.uop.com/processingsolutions/petrochemicals /aromatics-derivatives/phenol/. Consultada el 01 de octubre del 2014.

Max Peter, (2014). Plant Design and Economics for Chemical Engineers. 5ta edición. Capítulo 8.

MYONU,2014.http://www.myonu.com/documentos/Guia-manejo-CETONA.Consejo-Colombiano-Seguridad.pdf. Consultada el 04 de octubre del 2014.

Newnam Donald G, (2004). Engineering Economic Analysis. Oxford UniversityPress .Volume 2

 

ORBICHEM,2013.http://www.orbichem.com/userfiles/CNF%20Samples/act_13_11.pdf. Consultada el 03 de junio del 2015.

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Estudio de prefactibilidad económica para la instalación de una planta productora de PIBSA y PIBSI en Argentina Ing. Mariano M. Desvard

Objetivo

En este trabajo se analiza la producción de dos derivados obtenidos por modificaciones post polimerización de polibuteno, y que son utilizados en la elaboración de dos tipos de productos: explosivos y lubricantes. En una primera parte se listan el modo en que se obtienen, características del mercado actual y una descripción de una planta productora que existió en Argentina durante más de 30 años, obtenida por la referencia de tres empleados que participaron de aquel proyecto. La segunda parte de este trabajo evalúa las condiciones actuales del país y el mercado global para reinstalar una planta de producción de estos productos, evaluando el acceso a las materias primas, costos de instalación y rentabilidad del negocio. Para la elaboración de este trabajo se consideró necesario incluir los elementos propios de un estudio de prefactibilidad.

Sobre PIB, PIBSA y PIBSI. Poliisobutileno, poliisobuteno, polibutileno, polibuteno o simplemente PIB son distintos nombres utilizados para denominar a la familia de polímeros obtenidos por la polimerización del isobutileno o isobuteno (IUPAC: metilpropeno).

Concluida la síntesis, permanece en la cadena un doble enlace residual hacia uno de los extremos cuya posición es variable. El PIB que se ofrece en el mercado consiste en una mezcla de las distintas estructuras y dependiendo de qué tipo predomine se lo denomina PIB convencional (conventional PIB) donde predominan de las estructuras tri y tetrasustituidas o PIB de alta reactividad (HR-PIB) donde predominan las estructuras con y vinilideno. La capacidad de una planta productora de PIB de producir uno u otro depende de los catalizadores y medios de reacción utilizados durante la polimerización.

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Los PIB como tales son utilizados para una amplia variedad de fines (pegamentos, aceite básico, espesante). También existe la posibilidad de incorporar un grupo funcional a la molécula en el doble enlace residual. La adición de anhídrido maleico (MA) al PIB produce succinil-PIB o PIBSA por sus siglas en inglés (polyisobutenylsuccinicanihidride). La reacción de adición ocurre mediada por calor (temperaturas superiores a los 200°C) o mediante uso de catalizador (cloro).

La ventaja de utilizar Cl2 como catalizador es la aplicación de una temperatura inferior, una mayor velocidad de reacción y que puede realizarse en dobles enlaces internalizados o en moléculas ramificadas (recomendado para conventional PIB). El uso de una menor temperatura evita la descomposición térmica que ocurre en el PIB a altas temperaturas y además consume menos energía. El mayor inconveniente de este método es la presencia de cloro residual en el producto como cloruros orgánicos, productos con un fuerte impacto negativo en el medio ambiente puesto que puede conducir a la formación de dioxinas carcinogénicas. Por su parte, la síntesis térmica de PIBSA no contiene productos derivados de cloro pero es menos eficiente en términos energéticos y requiere una mayor presencia de grupos terminales de vinilideno (recomendado para HR-PIB).

La incorporación de anhídrido succínico (hidrofílico) a la molécula de PIB (hidrofóbica) convierte al PIBSA en compuesto anfipático. Es por ello que el PIBSA es utilizado como detergente en la fabricación de lubricantes y como emulsionante en la fabricación de explosivos. La otra aplicación importante del PIBSA es actuar como precursor en la fabricación de dispersantes, como por ejemplo ocurre durante la imidación del PIBSA con una poliamina. El producto obtenido se denomina PIBSI (polyisobutenylsuccinicimide), un compuesto de alto interés en la actualidad que se utiliza en la fabricación de lubricantes. Los dispersantes son compuestos que favorecen la dispersión del material particulado que se forma durante la operación del motor y previenen la formación de depósitos sólidos en sus sistemas internos. También se agregan al diésel con la misma finalidad y debido a que produce una combustión limpia y sin residuos.

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Reacciones de imidación de PIBSA con distintos tipos de aminas (primaria, secundaria y terciaria):

Las etilenaminas utilizadas en este proceso varían con cada productor pero las más comunes son dietilentriamina (DETA), trietilentetraamina (TETA), tetraetilenpentaamina (TEPA) y pentaetilenhexaamina (PEHA), aunque existe la opción de utilizar estructuras ramificadas o mezclas de más de uno de estos compuestos.

Ejemplo de la obtención de mono-PIBSI y bis-PIBSI (ambos pueden ser utilizados como dispersantes en la elaboración de lubricantes, aunque el mercado se inclina marcadamente por el primero).

Ni la reacción de PIB con MA ni la reacción de PIBSA con las poliaminas dependen significativamente de la longitud de la cadena de PIB. Sin embargo, y debido a que en el mercado de PIB prevalece la oferta de aquellos productos cuyo peso molecular promedio es

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1000, 1300 y 2300, son también estos tres grados los más utilizados para elaborar PIBSA y PIBSI. Si bien la reacción de obtención es poco sensible a la longitud de la cadena, las características de los productos finales varían según el PIB que se haya utilizado. Al aumentar el peso molecular del dispersante (PIBSI) aumentan el poder de antifricción y antidesgaste que el componente otorga al lubricante terminado, también es mayor la dispersabilidad que otorga. Sin embargo, conforme aumenta el peso molecular de la cadena de PIB también aumenta la viscosidad del lubricante terminado por lo que cada consumidor deberá elegir qué longitud de cadena mejora la performance de su producto terminado considerando estas variables. Una modificación posterior a la síntesis de PIBSI consiste en el agregado de compuestos conteniendo boro y de compuestos ácidos para neutralizar o formar amidas con las aminas libres. Los PIBSI conteniendo boro son particularmente preferidos en el mercado de los lubricantes para los que la relación en masa boro/nitrógeno de estos compuestos es usualmente 0,1 a 3 con preferencia por valores entre 0,2 y 1. El compuesto de boro agregado puede ser ácido bórico, boratos o ésteres de boro, indistintamente. Los compuestos ácidos incluyen una gran variedad de ácidos mono y policarboxílicos de cadenas cortas o largas, lineales o ramificadas y se agregan para neutralizar aminas libres. Estos agregados mejoran aún más la capacidad de dispersabilidad de este compuesto.

La cantidad de PIBSI agregado al lubricante de automóvil varía entre un 1.0% y un 2.5% en masa sobre el lubricante completamente formulado. Características técnicas de PIBSA y PIBSI comerciales del mercado actual. Los parámetros reportados por los productores para estos productos incluyen el peso molecular del PIB que da origen a los compuestos, la densidad o gravedad específica, punto de inflamabilidad y acidez o basicidad libre. En el caso de PIBSI se informa además el porcentual de nitrógeno y boro, si correspondiera. En la siguiente tabla se listan las especificaciones técnicas generales en el mercado de PIB de peso molecular 950 y su PIBSA y PIBSI derivados:

ítem método unidad PIB PIBSA PIBSI peso molecular PIB 950-1000 950-1000 950-1000

densidad ASTM D1298 kg/m3 880 a 900 900 a 980 890 a 935

viscosidad cinemática a 100°C

ASTM D445 mm2/s 105 a 115 70 a 100 130 a 180

punto de inflamabilidad

ASTM D92 °C > 180 > 180 > 180

acidez libre ASTM D664 mg KOH/g n/a 80 n/a

basicidad libre ASTM D2896 mg KOH/g n/a n/a 15 a 30

N% ASTM 3228 % wt n/a n/a 1,20 a 1,35

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Mercado global en la actualidad. Un estudio de 2014 muestra que la Tasa Anual de Crecimiento Compuesto (CAGR) para el mercado global de aditivos para lubricantes y combustibles está estimado en 2,1% para el período 2014-2019, alcanzando un valor total de US$ 16,2 mil millones al final de ese lustro. La proyección de crecimiento es menor al crecimiento estimado para el mercado global de productos petroquímicos que para el período 2014-2020 es de 6,8%. Este mercado se considera en una meseta en lo que respecta a su curva de crecimiento. En 2014, se produjeron 20,7 millones de toneladas de lubricantes automotrices terminados con un consumo estimado de dispersantes de 350.000 toneladas.

El mercado global productor y comercializador de PIBSI se encuentra dominado en gran parte por las cuatro mayores empresas productoras de aditivos para lubricantes: Chevron-Oronite, Infineum, Lubrizol y Afton. Estas cuatro compañías cumplen con todos los estándares de Estados Unidos, Japón y Europa y poseen una trayectoria que les garantiza el liderazgo del mercado. En 2013, estas cuatro compañías proveyeron materias primas para la elaboración del 40% de la producción global de lubricantes. Existen otros actores de mediana producción, también reconocidas en el mercado –aunque lejos de ocupar un lugar de liderazgo- como Dover (EEUU), Clariant (en Australia y España), BASF (Alemania) y otros actores asiáticos como Jinzhou (China) y TianHe (China e India). Como se indicó anteriormente, las instalaciones para la producción de estos componentes no requiere inversión en tecnología ni una importante infraestructura por lo que el mercado de pequeños productores es muy amplio y distribuido aunque sus capacidades son limitadas.

Dos ventajas se presentan, sin embargo, para este mercado. La primera consiste en los beneficios que presenta el PIBSI como componente en este mercado si se lo compara con otros aditivos que han comenzado a generar gran preocupación en algunos países. La tendencia actual se concentra hacia el uso de este tipo de dispersantes por encima de otros compuestos con similar finalidad como detergentes iónicos (sales que poseen calcio, magnesio, azufre y fósforo, denominados en su conjunto SAPS –sulfatedash, phosphorus and sulfur-). Estos últimos reciben cada vez más atención por las emisiones que producen y por ese motivo cuentan con límites máximos permitidos al momento de ser utilizados. El PIBSI por su parte no es producto tóxico para el ambiente, se quema completamente sin emanaciones y residuos y, por ello, presenta la ventaja de

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no tener límites máximos al momento de ser incluido en una formulación de lubricantes. Además, es compatible con los biocombustibles.

Una segunda oportunidad consiste en que si bien el mercado global no tendrá un importante crecimiento en su consumo, un análisis detallado demuestra que la situación varía en cada región. Mientras los mercados europeo y norteamericano se encuentran en una meseta y son considerados maduros, las proyecciones de crecimiento para los próximos años son importantes en América Latina (debido al impulso de Brasil y otras economías en fuerte crecimiento) y el Sudeste Asiático (el que mayor CAGR tiene).

Las inversiones para estos productos presentan al menos dos debilidades signifiticativas: son considerados commodities por un mercado en que existe una buena oferta de producto pero no hay demanda del mercado por productos mejorados. Por otro lado, la economía de producción y comercialización se encuentra fuertemente ligada a la industria del petróleo que en los últimos años se ha mostrado cambiante y volátil. Las ventajas que presentaría un nuevo emprendimiento son su rápida ejecución, una baja tecnología involucrada. En Argentina, además, existe fácil disponibilidad a las materias primas.

Respecto al mercado de explosivos, principal consumidor de PIBSA, la proyección al año 2020 muestra una CAGR de 6,2% alcanzándose al final de este período 21,8 millones de toneladas de productos. La cantidad de emulsificante, PIBSA, en un explosivo es 5% aproximadamente.

Antecedente en Argentina.

En el predio de Esso en Campana (Prov. de Buenos Aires, Argentina) se instaló a fines de la década del 60 una planta productora de PIBSA y PIBSI. Originalmente utilizó el nombre “Esso Química” hasta 1973 cuando Esso se integró a la corporación Exxon Chemical, tomando el nombre de esta última. En 1999, Exxon Chemical y Shell firmaron un “jointventure” en partes iguales que dio origen a la empresa Infineum para el mercado de lubricantes y con ese nombre funcionó hasta 2002 cuando fue cerrada debido a la situación económica del país y por la fuerte competitividad de otros actores de la región. La producción fue trasladada a plantas productoras en Brasil.

Terreno.

La planta se localizaba en un predio de dos hectáreas donde además de los reactores se encontraban las siguientes instalaciones: - área de carga y descarga de camiones para la recepción de materias primas y entrega de

producto terminado; - depósito de almacenamiento de materias primas (isocontainers y tambores).

Adicionalmente, existía un depósito externo ubicado a unos kilómetros del predio con capacidad de almacenamiento para 5000 tambores.

Personal.

La planta operaba en cuatro turnos diarios de 6 horas, seis días a la semana. Cada turno contaba con tres operarios además de un supervisor. El organigrama de esta empresa era el siguiente:

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En la planta se realizaba también la tarea de disolución de mejoradores de índice de viscosidad y el mezclado con otros componentes (antioxidantes, depresores de punto de fluidez, etc.) para elaborar paquetes de aditivos que luego eran comercializados.

El total de personal involucrado en la planta consistía en 36 personas. Los 19 empleados del área de operaciones funcionaban en la planta mientras que el resto se desempeñaba en las oficinas que se ubicaban en la Ciudad de Buenos Aires.

Operaciones. El PIB proveniente de YPF (conventional-PB) era descargado y almacenado en un tanque de almacenamiento (1). Éste contaba con un sistema de calentamiento que permitía elevar la temperatura del reservorio hasta unos 90°C donde el PIB era lo suficientemente fluido para ser bombeado al reactor, ingresando por la parte superior. La planta de Esso contaba con dos reactores vidriados de 5500 galones de capacidad (2) donde ocurría la reacción de síntesis de PIBSA. Luego de adicionado el PIB se agregaba el MA, también por la parte superior asegurando que la temperatura del sistema se mantuviera alrededor de los 100°C (la temperatura de fusión de MA es 53°C). Por la parte inferior del reactor una válvula regulaba el ingreso de Cl2 una vez que los otros reactivos habían sido completamente incorporados. Como esta reacción es exotérmica, la temperatura final de la mezcla era de 180°C. El medio de reacción se mantenía a 180°C entre 60 a 90 minutos con burbujeo con nitrógeno (stripping) mientras se completaba la reacción.

Durante el proceso, del seno de reacción salía una mezcla de gases compuesta por Cl2 no reaccionado, una fracción de MA y la parte liviana del PIB. Esta mezcla de gases se recolectaba mediante una salida superior que conducía a un conducto, uno por cada reactor. Éstos convergían en un condensador único de cabeza de grafito compactado e impermeabilizado (3). Este condensador era refrigerado transversalmente por un flujo de aceite térmico cuya temperatura era de 55ºC. La porción de los gases que licuaba regresaba al seno de los reactores mientras que la fracción que no licuaba continuaba por una línea hasta llegar a una torre de absorción, que culminaba en una empaquetadura de anillos de cerámica (4). La torre tenía un ingreso de agua por la parte superior y por la parte inferior ingresaban los gases provenientes del condensador. En esta etapa el agua absorbía la mayor parte de los productos formando una mezcla que salía por una cañería de la parte inferior y se volcaba en una pileta (5) donde se realizaba la neutralización mediante un sistema automatizado que medía el pH y activaba una válvula liberadora de una cantidad suficiente de soda cáustica de 20 unidades en la escala de

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Baumé(denominados grados Baumé, simplificados como °Bé). La pileta era en cascada (tres niveles) y en dos de ellas se volvía a evaluar la acidez y se corregía nuevamente con soda cáustica, el fluido neutralizado iba al separador de la refinería. El único producto de esta reacción era PIBSA, sin subproductos que requiriesen ser purificados. El rendimiento, sin embargo, no era del 100% por la pérdida de materias primas por el sistema descripto anteriormente (el rendimiento estimado es del 93%).

Una vez completada la reacción, se agregaba al reactor vidriado cantidad suficiente de aceite básico Neutral 150 para disminuir la viscosidad del PIBSA obtenido y se lo movilizaba a un tanque secundario (6) donde era almacenado. Allí se medían los parámetros del producto y, de ser necesario, se agregaba más Neutral 150 hasta que el producto estuviera en especificación.

Cuando la reacción era con PIB de peso molecular promedio de 2300 (Polybut 150 de YPF) en cada reactor se colocaban 11.800 kg de PIB, 900 kg de anhídrido maleico y se burbujeaba 1000 kg de Cl2. La reacción, en términos de PIB, tenía un rendimiento del 93%, obteniéndose 11.400 kg de producto neto por reactor. El PIBSA obtenido y propiamente diluido se almacenaba en tanques especiales para luego ser exportado como tal o utilizado para la fabricación de PIBSI, dependiendo de la demanda. En una primera etapa de las operaciones de la planta, las distintas reacciones se hicieron por etapas aunque con el tiempo el proceso fue convirtiéndose en un proceso continuo, por cuestiones de practicidad y rapidez. El dispersante se obtenía en un tanque único de acero al carbono de 5500 galones (7) y con buen sistema de agitación mecánica. Se colocaba Neutral 150 y se vertía cantidad suficiente de PIBSA, una vez obtenida una mezcla homogénea se adicionaba la polietilenamina (PEA) que en el caso de la planta de Campana fue siempre TEPA. La reacción se iniciaba a 125°C y mediante calentamiento externo y por el de la propia reacción alcanzaba los 155°C. Durante el proceso se realizaba un burbujeo constante de nitrógeno para producir una atmósfera inerte y eliminar el agua que se producía (la reacción de obtención de imina genera agua como producto). Completada la reacción, se adicionaba el ácido bórico. El producto final se analizaba y eventualmente se adicionaba más aceite si el producto estaba más concentrado que la especificación o se filtraba mediante en un filtro prensa en caso de haber presencia de sedimentos. Cada lote de producto requería 20 horas hasta ser completado y se reservaban cuatro horas adicionales para la limpieza del equipo y el mantenimiento.

Análisis de la instalación de una planta productora de PIBSA y PIBSI en Argentina.

En esta parte del trabajo se propone estudiar los aspectos económicos de instalar en la actualidad una planta productora de PIBSA y PIBSI, similar a la que funcionó en Argentina hasta el 2002. Una variable importante en el funcionamiento de una planta consiste en conocer las cantidades producidas de cada producto y cada grado, valores exactos de dilución, etc. Este detalle escapa al presente trabajo y sólo se pretenderá saber si las condiciones actuales de nuestro país y las condiciones generales del mercado que se busca abastecer harán redituable un emprendimiento de estas características. Por lo expresado y para el análisis a continuación, se supondrá que la planta sólo produce PIBSI derivado de PIB de peso molecular 950 -denominado PIBSI950 de aquí en más- evaluando los costos de instalación, materias primas, costos de inversión y de financiamiento y utilidades.

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Diseño de la planta. En la página siguiente se muestra el diseño propuesto para una planta productora de PIBSA y PIBSI. Las características de los equipos son las siguientes: A1: Tanque de almacenamiento de acero inoxidable para PIB, de 5500 galones de capacidad (contenido de un isotanque). Deberá contar con un sistema de calefacción para disminuir la viscosidad del PIB. A2: Tanque de almacenamiento de acero inoxidable para Neutral Oil 150, de 5500 galones de capacidad. Al poseer baja viscosidad, este material puede desplazarse por bombeo y no requiere cierres herméticos o calentamiento. R1: Reactor vidriado con capacidad de hasta 5500 galones. Requiere sistema de calefacción. R2: Reactor para ajustar la especificación de PIBSA, se para colocar en el mercado o para proceder a la síntesis de PIBSI. R3: Reactor de síntesis de PIBSI. R4, R5, R6: Reactores para ajustar la especificación de PIBSI. Todos estos poseen las mismas especificaciones y requerimientos que A1. C: Columna de destilación de Hastelloy con superficie de contacto de aproximadamente 100 m2. T: Torre de absorción vidriada de longitud aproximada 5 m. N: Tanque de almacenamiento de acero inoxidable para recoger el efluente de T, capacidad de 1000 galones. S: Tanque de almacenamiento. Mismos requerimientos que N1. B: bomba de desplazamiento positivo de acero inoxidable y potencia máxima de 100 galones/min.

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Costo de instalación de la planta. Peters y Timmerhaus proponen en su libro PlantDesign and EconomicsforChemicalEngineers un modelo que, aun con un margen importante de error, permite estimar el costo de instalación de una planta de procesos conociendo solamente el costo de los equipamientos necesarios. Asumiendo un costo de 1 unidad para los equipamientos, el resto de los componentes puede estimarse en función de la misma unidad arbitraria:

Costos directos:   

   Equipamientos 1    Instalación de equipamiento 0,47    Instrumental y controles (instalados) 0,36    Tuberías (instaladas) 0,68    Sistema eléctrico (instalado) 0,11    Edificios (incluidos los servicios) 0,18    Mejoras del terreno 0,1    Área de mantenimiento (instalada) 0,7

   Total de Costos Directos 3,6

Costos indirectos   

   Ingeniería y supervisión 0,33    Costos de construcción 0,41    Costos legales 0,4    Servicio de construcción 0,22    Contingencias 0,44    Total de Costos Indirectos 1,44

Total de inversión fija 5,04

Capital de trabajo (15% del total) 0,89

Monto total de inversión 5,93

Para conocer el costo de los equipamientos (ítem 1 del listado anterior) y estimar el costo del total de la inversión, se contactó una empresa proveedora de equipamientos de EE.UU. que ofrece equipos usados para el armado de plantas químicas. Para las unidades A1, R2, R3, R4, R5 y R6 del diseño propuesto, se obtuvo cotización por $ 97.500 un reactor de acero inoxidable con sistema de calefacción y 5050 galones de capacidad, para la unidad A2 el precio de un tanque de acero inoxidable de 6000 galones es de $ 20.000, las unidades N y S el precio de un tanque similar de 1000 galones es de $ 5.500. Un reactor vidriado, similar a R1, de 6000 galones de capacidad tiene un costo de $ 27.500, un condensador similar a C de 100 m2 de superficie tiene un costo de $ 105.000, una torre de absorción vidriada de 7 metros de longitud tiene un costo de $40.000 y una bomba (B) con capacidad de 260 gal/min cuesta $3.000. A estos precios se los corrige considerándolos nuevos en lugar de usados (+50%), por costo del flete y nacionalización y por el volumen deseado. Para esto último, Peters y Timmerhaus proponen un cálculo que ajusta los costos a la actualidad y el volumen necesario:

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Ct,f = Co,i.(Vf/Vi)

n Ct,f = costo al año t del equipo con volumen Vf Co,i = costo del equipo al año de referencia con volumen Vi Vi= volumen del equipo de referencia Vf = volumen deseado n = factor de conversión de volumen (depende del tipo de equipo). Según los autores, los valores de n pueden considerarse 0,33 para bombas, 0,54 para reactor vidriado, 0,56 para reactor de acero, 0,57 para tanque de almacenamiento de acero. Además, recomiendan utilizar 0,60 cuando se desconoce el mismo. Para conocer el costo que supone tener el equipamiento en la zona de La Plata se deberá adicionar los fletes marítimo y terrestre desde el puerto a la zona donde se instale la planta. Este valor se estimará en $ 4.000 para cada reactor o tanque de 5500 galones y US$ 1.500 para los componentes de menor tamaño. La suma del precio FOB y el flete constituye el precio CIF, sobre el que se gravan los aranceles aduaneros. Según el Nomenclador Común del Mercosur se gravan con un 14,0% todos estos equipos por las posiciones arancelarias que les corresponden: 84.19.8190 - Reactores y Tanques; 84.19.4020 – Condensador; 84.19.9000 - Torre de absorción; 84.13.5010 – Bomba. Nota: la estimación de estos costos es una aproximación. Correspondería sólo al flete marítimo el gravamen aduanero, excluyendo de él el terrestre. También deberían adicionarse costos de importación y tasas de estadísticas. Estos parámetros exceden el detalle de un estudio de estas características.

equipo DDP,

La Plata unidades en

planta cantidad total

reactor de acero inox., calefaccionado

$ 179.448 A1, R2, R3, R4,

R5, R6 6 $ 1.076.690

tanque de acero inoxidable

$ 37.105 A2 1 $ 37.105

tanque de acero inox. sin agitación

$ 13.965 N, S 2 $ 27.930

reactor vidriado, calefaccionado

$ 49.427 R1 1 $ 49.427

condensador $ 181.260 C 1 $ 181.260 columna de absorción

de vidrio $ 57.606 T 1 $ 57.606

bomba de acero inoxidable

$ 5.453 B 2 $ 10.905

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De esta manera, el costo total de los equipos colocados en donde se construirá la planta es de $ 1.440.922. Con este dato se puede estimar el costo de instalación de toda la planta, multiplicando por los factores correspondientes:

Plazos de construcción. La ingeniería de detalle para una planta de estas características insumiría un plazo de entre 6 y 9 meses. La construcción de la planta llevaría de 12 a 18 meses. Para este proyecto es apropiado considerar un plazo construcción de 2 años, durante los cuáles algunos costos se desembolsarán en el año -1 (por ej., terreno) y otros costos se cubrirán en más de un año (costos fijos, capital de trabajo, etc.) Es de notar que la fabricación, envío y entrega de los equipos demanda unos 8 meses desde la solicitud, aunque este proceso puede iniciarse durante el período de ingeniería de detalle y ser recogidos e instalados durante el proceso de construcción (no adiciona tiempo sino que puede ocurrir mientras se completan otras tareas de la obra). El capital de trabajo estimado por este método corresponde a la liquidez a corto plazo para la etapa de construcción. Respecto al capital de trabajo para la fase de operación se estimará restando al activo colocado en el mercado el costo del pasivo en la misma condición, y agregando un mes de sueldos. Como una condición frecuente en este mercado es la de colocar producto y comprar materia prima con pago a 30 días, el capital de trabajo se estimará como la doceava parte de la contribución marginal anual sumado a la treceava parte del total anual de sueldos. Es de notar que el capital de trabajo operativo estimado de este modo resulta inferior al capital de trabajo incluido en la fase de construcción, lo que implica un retorno adicional durante el primer año de operación. El ejercicio se realizará para un funcionamiento de la planta durante 15 años, período que se considerará para la depreciación. Por su parte, el período de amortización de los bienes será 10 años (podría realizarse a 15 años pero se considera esta condición por ser más exigente al proyecto). La inversión de construcción está gravada con un 21% de IVA que se devolverá en partes iguales durante los tres primeros años de operación. Terreno. El costo del terreno de aproximadamente 3.000 m2, suficiente para instalar planta, oficinas y depósito) en la zona de La Plata se valúa hoy en unos $ 100.000. La construcción de edificios se incluyó en el Costo de Instalación de la Planta.

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Capacidad de producción. Considerando el mismo rendimiento de la planta que funcionó en Campana, que la conversión de PIBSA a PIBSI se acepta en un 100% y el que el producto final se diluye con Neutral Oil hasta alcanzarse la especificación deseada (N% entre 1,20 y 1,35%) se estima que un lote produce 53,05 MT de PIBSI950 de calidad comercial por día. Consumo de materias primas. Nota: todos los costos expresados en esta y las próximas secciones se refieren a dólares norteamericanos. Para la elaboración de cada lote de producto se consumen 9,86 MT de PIB950; 1,82 MT de MA; 2,02 MT de Cl2; 41,26 MT de Neutral Oil 150; 1,82 MT de TEPA puro; 0,24 MT de hidróxido de sodio (disueltos en 950 litros de agua producen 1000 litros una solución de 20 °Bé); 0,161 MT de gas nitrógeno. Estas cantidades producen 53,05 MT de producto terminado. El gas nitrógeno se utiliza con dos fines: agitación de los medios de reacción y para el desplazamiento de PIB, PIBSA y PIBSI que por su alta viscosidad insumirían demasiado tiempo si fueran desplazados por acción de bombas. La ventaja de este gas es que resulta inerte para las reacciones del proceso. El consumo de nitrógeno para agitar los distintos medios y desplazar producto se estima en 200 kg por lote. Precios de mercado en Abril de 2015 de las materias primas necesarias para la síntesis de PIBSI. FOB La Plata:

PIB de 950 de peso molecular promedio: 3200 USD/MT.

Anhídrido maleico: 1680 USD/MT.

Aceite básico Neutral Oil 150: USD 1,00/litro o USD 1250 USD/MT. FOB Buenos Aires:

Cloro: 370 USD/MT. FOB Bahía Blanca:

Soda cáustica (hidróxido de sodio sólido): 450 USD/MT FOB San Nicolás:

Nitrógeno: 145 USD/MT.

TEPA ofrecido por el mercado tiene una pureza de 98% (se consume 1,85 MT por lote). Este compuesto no se produce en Argentina ni en otros países del Mercosur por lo que debe importarse de países de extrazona. La posición 2921.29.90 está gravada con un 2.0% de arancel. En marzo de 2015, el valor FOB del mismo en tambores era de 2635 USD/MT. El origen de este producto es Bélgica y EEUU. Considerando un costo de flete marítimo hasta Buenos Aires de aproximadamente USD 350/MT, es razonable considerar un costo total en planta de USD 3050/MT.

Como se observa, los precios de estos productos se encuentran en distintos puntos del país. Estratégicamente se puede elegir la zona de La Plata como sitio ideal donde se disminuiría el costo total de fletes. Por tanto, aquellos precios que no se consideran en esa zona deberán ser adicionados de flete. Hasta la zona de La Plata se puede estimar un costo adicional de 30 USD/MT desde Buenos Aires, 50 USD/MT desde San Nicolás y 100 USD/MT desde Bahía Blanca. Agua, gas, electricidad. De acuerdo al diseño de la planta, serán necesarios agua, electricidad y gas para asistir a los distintos procesos (calentamiento de reactores, enfriamiento de la columna, disolución de soda

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cáustica, recogido de vapores, acción de bombas). El promedio por tonelada de todos los servicios se estima en unos $1300 por lote, aproximadamente $25 por tonelada. Estimación de Costos Variables Con los valores provistos, se concluye entonces que para producir cada tonelada de producto terminado se consumen 0,186 MT de PIB0950; 0,034 MT de MA; 0,038 MT de cloro; 0,778 MT de Neutral Oil 150; 0,035 MT de TEPA; 0,005 MT de soda cáustica; 0,003 MT de nitrógeno. Esto representa $595 de PIB0950, $57 de MA, $15 de cloro, $973 de Neutral Oil 150, $107 de TEPA, $3 de soda cáustica y $1 de nitrógenos que, adicionados los $25 por los servicios, permiten concluir que el costo variable total para producir 1MT de PIBSI0950 es $1.775. Estimación de costos fijos. Dentro de los costos fijos se incluyen los gastos administrativos (3% del total de las ventas), Material de trabajo (10% del total destinado a sueldo de los operarios), Impuestos y seguros de la planta (2% sobre el costo fijo de inversión), Mantenimiento (3% anual de la inversión fija), Sueldos de los operarios (16 operarios con salario bruto promedio $2.500. Incluye 13 sueldos anuales más 35% de cargas sociales, obra social e impuestos), sueldos del resto de la compañía (20 empleados con salario bruto promedio de $3.500, 13 sueldos anuales más 35% de cargas sociales, obra social e impuestos). El total de los costos fijos por año es de $ 2.218.567. Producción. El diseño propuesto cuenta con capacidad de producción anual es 9.461 MT. Se asume además que operará a un 75% de capacidad durante el primer año, 85% durante el segundo y 100% a partir del tercero. Las mejoras introducidas y la inversión de continuidad permitirán aumentar este valor al 110% a partir del quinto año. Por las paradas y hasta que el proceso se optimice, se estima una pérdida del 3% en el primer año y 1% en el segundo. Son valores apropiados para una tecnología de producción relativamente simple. El precio de venta ex Works se considerará $ 2.907 que es el precio actual que ofrece una empresa china, de las más competitivas del mercado actualmente. Préstamos e intereses. El interés del préstamo dependerá de la financiación del proyecto. Por ejemplo, los préstamos de inversión industrial del Bicentenario tienen un interés del 9% anual en pesos mientras que al considerar préstamos en dólares (fondos de inversión locales o extranjeros), una ecuación frecuentemente utilizada para estimar el interés consiste en el cálculo:

Interés = riesgo país/100 + Libor. Para este ejercicio se utilizará esta segunda por representar la condición de mayor exigencia. Al 19 de junio de 2015, el riesgo país era 652 y el Libor a 12 meses 0,17%. Asi resulta que el interés resultantes es de un 6,69% anual. La inversión fija se financiará en un 60% por préstamos mientras que el 40% restante será aportado por el/los inversor/es. El capital de trabajo será aportado íntegramente por éstos últimos, al igual que el IVA total por la inversión. El capital de trabajo será utilizado para las dos fases del proyecto: construcción (años -1 y 0) y operaciones (años 1 a 10). Inversión de continuidad. Un 2% del Beneficio Neto anual se destinará a mejoras en el funcionamiento de la planta. Esto explica, por ejemplo, que la capacidad aumente al 110% a partir del quinto año. Impuestos. Se considera un impuesto de ventas igual 1,8% sobre el total de las mismas y un 35% correspondiente al impuesto a las ganancias.

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Flujo de caja para una planta productora de PIBSI0950.

Estimación de TIR

Con los datos listados, se realiza el Flujo de Caja para los 15 años de operación de la planta. La tasa interna de retorno (TIR) obtenida en este ejercicio es 57,52%.

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Análisis de sensibilidad

Durante el ejercicio planteado se asumieron una serie de condiciones que, si bien son reales y se ajustan a la realidad de un proyecto petroquímico, no necesariamente deberán cumplirse. En esta parte se evaluará el impacto sobre la TIR frente a posibles variaciones de las condiciones del proyecto. Nota: se eligen variaciones que puedan afectar la viabilidad del proyecto quitándole rentabilidad.

1) Obtener préstamos con un interés igual a 9,0% anual. La TIR estimada para esta situación resulta ser 56,72%.

2) Que el precio de venta sea un 15% inferior al supuesto. Tratándose de un mercado con muchos oferentes, en fase estacionaria y sin una importante proyección de consumo es dable asumir que la entrada al mercado internacional de un proyecto que inyecte casi 10.000 toneladas adicionales de producto resultará en una caída de los precios al volver el mercado aún más competitivo. También puede considerarse como una estrategia para desplazar a los competidores ya establecidos de los clientes. La TIR estimada para esta situación resulta ser 33,76%.

3) Necesidad de obtener préstamos por el 85% del capital destinado a inversión fija. La TIR estimada para esta situación resulta ser 55,86%.

4) Las inversiones permanentes no permiten incrementar la capacidad a partir del quinto año. La TIR estimada para esta situación resulta ser 56,53%.

5) Sólo existe la necesidad de producir un 60% de la capacidad de la planta debido a que el mercado responde solicitando menor cantidad de producto del que se puede producir. La TIR estimada para esta situación resulta ser 35,04%.

6) Las cinco condiciones listadas anteriormente ocurren simultáneamente. La TIR estimada para esta situación resulta ser 10,39%.

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Matriz FODA para el proyecto de instalación

de una planta productora de PIBSA y PIBSI en Argentina

Fortalezas Tecnología de producción de PIBSA y PIBSI es simple, económica, probada y aceptada

por el mercado.

No existen otros dispersantes hoy en el mercado que compitan con PIBSI con el mismo desempeño y las mismas ventajas.

PIBSA es el emulsificante elegido para la fabricación de explosivos en la actualidad.

El proyecto de la planta de producción de PIBSA/PIBSI tiene una alta rentabilidad –medida a través de los valores de TIR- incluso frente a diversas situaciones adversas.

Acceso a las materias primas fácil y económico. Bajos costos logísticos.

Oportunidades El crecimiento de los mercados emergentes impulsará el consumo de PIBSI debido a una

mayor demanda de lubricantes. Por ejemplo, la proyección de crecimiento del mercado ruso de lubricantes para el período 2015-2020 se estima en 12%.

Se esperan regulaciones cada más estrictas respecto a la elaboración de lubricantes, emitidas por las agencias gubernamentales de medio ambiente. Este dispersante es no contaminante, no tóxico y produce una combustión limpia sin residuos.

El uso de aceites básicos reciclados exige mayor cantidad de dispersante en la formulación de lubricantes que cuando se formulan con aceites vírgenes. Similar al punto anterior, las nuevas normativas legales están imponiendo cortes mínimos cada vez más altos de aceites reciclados en las formulaciones lo que impactará positivamente en el consumo de dispersantes.

No existen plantas productoras de dispersante en Argentina y son muy pocas las que se localizan en la región. El mercado regional es por consecuencia netamente importador.

Gran mercado fabricante de explosivos en la región (Perú, Chile, Brasil, Colombia) y en crecimiento.

Posibilidad de obtener una licencia de una de las grandes compañías multinacionales con derecho a utilizar su nombre (franquicia).

Debilidades Mercado global saturado y en fase estacionaria. No existen nuevos mercados por

explorar.

El crecimiento de consumo de lubricantes en países desarrollados solo ocurrirá por el crecimiento poblacional.

El crecimiento del mercado de lubricantes está sujeto a las economías de países en vías de desarrollo que son más inestables.

Mercado ofertante de PIBSA y PIBSI liderado por empresas establecidas, de larga data de provisión de productos para la industria de lubricantes.

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Clientes con alta fidelidad a sus proveedores tradicionales, con dificultad para desplazar a la competencia establecida y dificultad de desarrollar nuevos clientes por las normativas actuales para lubricantes y los largos tiempos de ensayo de explosivos.

Producto con residuo de cloro, resistido en parte por los clientes. Desventaja respecto a los mismos productos producidos por el método térmico.

Amenazas Competidores multinacionales con varias plantas distribuidas en el mundo y alta

capacidad de reacción frente a nuevos actores en el mercado.

Dificultad para encontrar inversores extranjeros con voluntad de invertir en Argentina.

Alta dependencia con un solo proveedor, YPF. Problemas en la provisión desde este último tienen un impacto directo en el funcionamiento del negocio.

Bajos requisitos para el desarrollo de nuevas plantas productoras en la región (nueva compañía o planta adicional de empresas competidoras) lo que agravaría la situación del mercado.

Conclusiones

Este trabajo reúne todos los componentes de un estudio de prefactibilidad, esto es, un primer estudio para evaluar la viabilidad de un proyecto petroquímico. Los resultados muestran que la oportunidad de negocio es rentable incluso tomando como referencia un competidor muy fuerte como es el proveedor de producto chino. En el funcionamiento ideal de la planta (operando a máxima capacidad, sin necesidad de disminuir el costo de venta, etc.) la rentabilidad resulta muy alta, evidenciado por el alto valor de la TIR, mientras que al evaluar situaciones que se alejan del funcionamiento ideal el negocio sigue siendo rentable aunque con un valor inferior incluso cuando varias situaciones adversas concurren en el proyecto. Aunque los estudios de estas características tengan una baja precisión en sus resultados, preliminarmente se puede concluir que las condiciones para la instalación de una planta productora de PIBSA y PIBSI son favorables. Este es, sin embargo, el primer paso en la evaluación de un proyecto, el que deberá ser evaluado con mayor detalle (evitar suposiciones, analizar mejor el mercado, evaluar riesgos y beneficios de los distintos actores involucrados, etc.). Los resultados de este trabajo permiten recomendar a aquel grupo inversor interesado en desarrollar un proyecto petroquímico en Argentina a invertir el capital necesario para llevar adelante un trabajo de análisis más detallado que permita conocer con mayor precisión la rentabilidad de instalar una planta productora de PIBSA y PIBSI en Argentina.

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Dow continúa innovando los envases flexibles Stand Up Pouch: la Manito de Polietileno reciclable ahora también acompaña los envases flexibles para líquidos.

Esta tecnología compuesta 100% de polietileno ahora también se aplica a envases para líquidos. Con el desafío constante de encontrar alternativas más sustentables, Dow Argentina presentó una innovadora tecnología Stand Up Pouch 100% Polietileno para el mundo del packaging. Esta tecnología, que previamente se había desarrollado para contener productos sólidos, se ha mejorado y ahora también permite contener productos líquidos, trabajando con una única materia prima que facilita el reciclado y reprocesado. En los últimos años, acompañando una tendencia mundial, la industria Argentina ha demostrado un fuerte interés en reemplazar los envases rígidos por los flexibles. Pero, la reciclabilidad de este tipo de envases era un desafío para el mercado, ya que en su interior contenía láminas de diferentes materiales que dificultaban su reciclado por la incompatibilidad de dichos materiales. Gracias al Stand Up Pouch 100% Polietileno, se logró evolucionar hacia envases flexibles, más prácticos y sustentables. Contemplando que los envases que almacenan líquido son uno de los productos más demandados por los argentinos, y alineado con sus metas de sustentabilidad, Dow Argentina logró trasladar su tecnología Stand Up Pouch 100% Polietileno a envases flexibles para líquidos. “Para facilitar la separación de residuos y su reciclaje, estos productos pueden ser identificados fácilmente por el sello de la Manito en el paquete. Este sello confirma que el plástico del envase no daña el medioambiente y puede reciclarse para luego ser reutilizado. Al encontrarse en un lugar visible de los envases, esta iniciativa facilita la separación domiciliaria así como la recolección y clasificación por parte de los recuperadores urbanos”, profundizó Francisco Paz, MarketDevelopment&ValueChain Manager de Dow Argentina. Beneficios del SUP 100% Polietileno para líquidos Gracias a su monomaterialidad, el nuevo SUP 100% Polietileno es una alternativa reciclable que ofrece las mismas prestaciones de brillo, impresión y resistencia mecánica que brinda un SUP convencional laminado. Además, al estar fabricado con resinas de la familia Affinity garantiza la mejor soldadura en packaging, logrando envases más herméticos y sin filtraciones. A esto se le suman los beneficios logísticos que el envase flexible ya generaba - 25 camiones con envases rígidos equivalen a un camión con envases flexibles - disminuyendo notablemente las emisiones contaminantes y reduciendo los costos de logística. El nuevo Stand Up Pouch 100% Polietileno para líquidos de Dow fue posible gracias al trabajo en conjunto con Plastiandino, quién aportó todo su expertise para producir estas innovadoras películas, y OutsourcingSolutions, encargada de confeccionar los envases y lograr que sean perfectamente herméticos.

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- La comisión de Materias Primas y Estadística organizó para el día 17 de setiembre, a las

9:30hs. una charla sobre “Petróleo frente a shale gas. La batalla por la supremacía mundial”, a cargo del Dr. Robert Bauman, de PolymerConsulting International, Inc.

- El pasado 23 de setiembre se realizó la Asamblea Anual Ordinaria del Instituto

Petroquímico Argentino. El nuevo Consejo Directivo quedó constituido de la siguiente manera:

Presidente: Ing. Ignacio Pablo Millán Vicepresidente 1º: Ing. Andrés Oscar Soto Vicepresidente 2º: Ing. Ariel Stolar Secretario: Lic. Emilio Santiago Nager Prosecretario: Ing. Marcelo Andrés Fermepín Tesorero: Dr. Orlando Angel Martínez Protesorero: Dr. Jorge Enrique Maqui Director Ejecutivo: Dr. Alfredo Guillermo Friedlander . Vocales Titulares: Ing. Jorge Oscar de Zavaleta

Ing. Manuel Oscar Díaz Ing. Alberto Martín Laverán Ing. Alfredo Baltasar Fernández Lic. Pablo Fernando López Ing. Andrés Santiago Mabres

Ing. Daniel Pablo Orjales Ing. Diana Balaguer Ing. Daniel Pettarín Ing. Héctor Hugo Tormo Lic. Carlos Gonzalo Zubieta

Vocales suplentes: Dr. Carlos Alberto Azize

Ing. Emilio Mario Larrañaga Sra. Maria del Carmen Mónica Rodríguez Ponte

COMISIÓN REVISORA DE CUENTAS Titulares:

Ing. Federico José Dumas Ing. Aroldo Guillermo Kearney Ing. Oscar Alberto López

Suplentes: Ing. Edgardo Martini Lic. Silvia Trillo

INDICE DE COSTO DE PLANTAS

48

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.

*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.

Dic.-05 Dic.-06 Dic.-07 Sep.-08 Sep.-09 May

/julio-10 Ago-11 Ago-12 Oct-13 Ago.14 Ago.15

Índice general 100 116,7 136,7 159,3 153,4 160,6 183,5 216,6

216,6 215,7 229,0

Equipos 100 110,3 123,2 145,0 144,7 144,6 151,4 177,9 191,7 199,2 206,8

Intercambiadores 100 111,5 126,9 128,0 130,2 143,6 162,3 193,4 189,8 188,8 195,0

Bombas 100 107,0 123,3 139,0 144,7 144,6 151,4 177,9 191,7 199,2 206,8

Compresores 100 104,9 109,9 114,0 118,1 113,9 111,7 122,1 121,0 123,3 125,9

Piping 100 115,9 145,7 191,0 173,8 180,1 200,9 175,9 185,5 186,3 231,8

Ingeniería 100 116,1 123,8 165,6 173,2 174,4 203,4 251,8 222,2 181,1 184,8

*Mano de obra vestida 100 128,0 151,4 169,7 174,5 184,4 216,8 282,1 280,1 269,8 293,8

Materiales eléctricos 100 130,4 149,0 173,7 151,2 155,9 186,4 167,8 188,7 206,0 209,1

Obras civiles 100 116,1 144,8 164,7 167,8 175,8 220,2 291,3 293,2 295,4 325,1

Estructuras metálicas 100 126,6 150,6 179,7 175,8 184,8 220,6 284,3 287,2 303,5 319,3

INDICE DE COSTO DE PLANTAS

49

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$)

Oct. 2013 (MMUS$)

Ago. 2014(MMUS$)

Ago. 2015 (MMUS$)

Costo en Argentina

Costo en Argentina

BatteryLimits 530 618,4 724,0 844,2 813 851,0 1034,8 1147,7 1148,1 1143,1 Nueva información

costos EE.UU

Revisado por otra fuente

1213,9 Nueva información

costos EE.UU

revisado por otra fuente

Off-Sites 259,7 303,0 354,8 413,7 398 417,0 507,0 562,4 562,6 560,1 594,8

Total Final 789,7 921,4 1078,7 1257,9 1212 1268,0 1541,8 1710,1 1710,6 1703,2 1808,8

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$)

Oct. 2013 (MMUS$)

Costo en USA (Golfo) Costo en USA (Golfo)

Battery limits 560 598,5 618,6 675,7 602 655,8 705,6 684,4 663,8 677,3 825,1 659,1 858,1

Off-Sites 274,4 293,3 303,1 331,1 295 321,3 345,8 335,3 325,3 331,9 404,28 323,0 420,45

Total Final 834,4 891,8 921,7 1006,9 896 977,2 1051,4 1019,7 989,1 1009,2 1229,4 982,0 1278,5

Comparación del costo de Argentina vs.

EE.UU.

0,95 1,03 1,17 1,25 1,35 1,30 1,47 1,68 1,73 1,69 1,39 1,84 1,41

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. Nota: Como ejemplo de la variación del costo argentino, durante el período en que se calculó el Índice de Costo de Plantas Petroquímicas, se compara el costo en dólares del metro cuadrado de construcción del Modelo 1 de la revista Vivienda de diciembre 2005 (492 dólares/m2) con el de agosto 2015 (1097 dólares/m2).

INDICE DE COSTO DE PLANTAS

50

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 ChemicalEngineeringPlant 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.

0,95

1,03

1,17

1,25

1,35

1,30

1,44

1,501,471,48

1,68 1,66

1,731,69

1,84

1,38

1,41 1,39 1,41

0,80

1,00

1,20

1,40

1,60

1,80

2,00

100,0

120,0

140,0

160,0

180,0

200,0

220,0

240,0

Dic‐05

May‐06

Oct‐06

Mar‐07

Ago

‐07

Ene‐08

Jun‐08

Nov‐08

Abr‐09

Sep‐09

Feb‐10

Jul‐10

Dic‐10

May‐11

Oct‐11

Mar‐12

Ago

‐12

Ene‐13

Jun‐13

Nov‐13

Abr‐14

Sep‐14

Feb‐15

Jul‐15

Evoluc.Costo Argentino en U$

Comparación costo Arg. Vs USA según CEPCI

Comparación en Base a Nueva Inform. USA

INDICE DE COSTO DE PLANTAS

51

Según la información recibida el aumento más probable de costos en aquel país, sería un 29% superior al que se puede estimar usando el CEPCI. Una consecuencia de esto es que una planta Petroquímica similar en Argentina costaría no un 81% más que en la costa del golfo, sino un 41% 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 agosto de 2015, 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 ChemicalEngineering desde 1959, con base 100 para 1957-59. El siguiente gráfico muestra las variaciones del Índice CEPCI y el que motiva este comentario, en el período 2005/15.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Mar‐13 Ago‐13 Ago‐14 Ago‐15

Nueva Información USA 

CEPCI (USA)

INDICE DE COSTO DE PLANTAS

52

En 2005, cuando el IPA comenzó a elaborar éste índice, la planta tomada como modelo, Planta de Etileno base nafta de 500.000 t/a, costaba 5% menos que una similar construida en la Costa del Golfo de EE.UU. Desde entonces el costo de las plantas en EE.UU. se incrementó un 20% según el CEPCI (ChemicalEngineeringPlantCost Index). Sin embargo, en los últimos años recibimos información de otras consultoras que indican que ese aumento fue bastante mayor (56%), especialmente por el impacto del costo de la mano de obra y equipos en ese país. Aparentemente el CEPCI utiliza los datos de costo de mano de obra del US Department of Labor que no refleja la realidad de la mano de obra de construcción. En el período 2005/2015, el costo de construir una planta en Argentina, medido en dólares al tipo de cambio del Banco Nación, más que se duplicó, mientras que en EE.UU. aumentó un 20% según el CEPCI o un 56% según otros estudios. En tanto el componente de costo de una planta en Argentina que más ha aumentado, medido en dólares, en el período 2005/2015 es la mano de obra en construcción con un incremento de 191%. Por ejemplo, si se piensa en una obra de 4,8 millones de horas hombre (sin contar los cambios de productividad que pueden haber ocurrido desde 2005) pasó de costar 23 millones a 67 millones de dólares.

INDICADORES PETROQUÍMICOS IPA

RESERVAS Y PRODUCCION PETRÓLEO

Fuente: IAPG

RESERVAS Y PRODUCCION GAS NATURAL

Fuente: IAPG

PRECIOS INTERNACIONALES- PETRÓLEO Y GAS

Fuente: CMAI

3,9 3,7 3,8 3,7 3,6 3,4 3,2 3,2 3,1 3,1 3,0 2,9 3,0 2,7 2,6 2,6 2,6

05101520253035404550

050

100150200250300350400450500

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Reservas Producción Anual Producción Mensual

PETROLEO (MM M3)Reservas Producción

3,5 3,8 3,8 3,8 4,2 4,4 4,3 4,3 4,3 4,2 4,0 3,9 4,1 3,7 3,5 3,5 3,6

0

10

20

30

40

50

60

0

100

200

300

400

500

600

700

800

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Reservas Producción Anual Producción Mensual

GAS (Tri M3)Reservas Producción

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

0

20

40

60

80

100

120

140

Petróleo WTI

Gas Natural US

U$S/BB U$S/MBTUPetróleo y Gas - Precios Internacionales

INDICADORES PETROQUÍMICOS IPA

PBI

Fuente: Dow- CEPAL

PARIDAD DÓLAR

Fuente: BNA- YahooCurrency

IPC

Fuente: INDEC-IPEC

Nota: Tasa acumulada móvil de los 12 últimos meses

-4%-2%0%2%4%6%8%

10%12%

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Argentina Brasil América LatinaGlobal Europa America del Norte

%

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

ene-

05ab

r-05

jul-0

5o

ct-0

5en

e-06

abr-

06ju

l-06

oct

-06

ene-

07ab

r-07

jul-0

7o

ct-0

7en

e-08

abr-

08ju

l-08

oct

-08

ene-

09ab

r-09

jul-0

9o

ct-0

9en

e-10

abr-

10ju

l-10

oct

-10

ene-

11ab

r-11

jul-1

1o

ct-1

1en

e-12

abr-

12ju

l-12

oct

-12

ene-

13ab

r-13

jul-1

3o

ct-1

3en

e-14

abr-

14ju

l-14

oct

-14

ene-

15ab

r-15

jul-1

5o

ct-1

5

Reais/US dolar $Arg/US Dolar Euros/US dolar

Euro/U$S$Arg‐Reais/U$S

0%5%

10%15%20%25%30%35%40%45%50%

GBA INDECSanta FeSan Luis

Inflación

INDICADORES PETROQUÍMICOS IPA

BALANZA COMERCIAL PETROQUIMICOS

Fuente: IPA - INDEC

BALANZA COMERCIAL MATERIAS PRIMAS

Fuente: IPA – INDEC

TASA OPERATIVA INDUSTRIA PETROQUÍMICA

Fuente:CIQyP – IPA

Nota: Los productos considerados para elaborar este indicador son: Etileno, Benceno, Tolueno, Xilenos mezcla, Metanol, Estireno, Anhídrido maleico, Formol, TDI, HDPE, LDPE, LLDPE, PP, PS,

PVC, PET, Urea, Caucho SBR

‐1.000‐800‐600‐400‐200

0200400600800

1.0001.2001.400

Importaciones Exportaciones Saldo

Balanza Comercial ‐ PetroquímicosMill U$S

‐3.000‐2.500‐2.000‐1.500‐1.000‐500

0500

1.0001.5002.0002.5003.0003.5004.000

Importaciones Exportaciones Saldo

Balanza Comercial ‐Materias Primas  PetroquímicasMill U$S