BOLETIN INFORMATIVO IPA Año 15 – Nro. 74 – julio de 2014

EDITORIAL

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En agosto comienza una nueva edición de la Carrera de Posgrado Virtual "Especialización en Industria Petroquímica", dictada en forma conjunta entre el IPA y la UNSAM. Para el segundo cuatrimestre de este año se cuenta con tres materias obligatorias: Logística y Comercialización de Productos Petroquímicos; Materias Primas Petroquímicas y Química del Petróleo, Gas Natural y Petroquímica y dos optativas: Tecnología de las Poliolefinas; La Energía en las Industrias de Procesos. El Ing. Eduardo León, dictó un curso sobre Cogeneración en la industria y para el segundo semestre se prevé los siguientes: Dispersiones de efluentes gaseosos; Combustión y Residuos sólidos industriales. Se realizó en mayo el seminario El futuro energético argentino. Mitos y realidades, con un panel dedicado al sistema eléctrico argentino (generación, transporte, demanda y fuentes alternativas) y otro al dilema energético argentino (fuentes primarias de energía, gas, petróleo, biomasa). Expusieron 6 disertantes de muy buen nivel y se logró reunir a más setenta asistentes en el Auditorio de IRAM. En esta edición se encuentra un resumen de las ponencias de los expositores del primer panel y en el sitio web del Instituto están todas las presentaciones. El 16 de setiembre se realizará la Cuarta Jornada Comercial. La misma contendrá cuatro paneles: uno integrado por representantes de la Cámara de Exportadores de la República Argentina (CERA), de la Cámara de Importadores de la República Argentina (CIRA) y de la consultora Abeceb.com; otro panel será sobre La Petroquímica en la Góndola donde se invitará a exponer a representantes de importantes empresas clientes de la petroquímica; el tercer panel tendrá formato similar al Workshop anual IPA-APLA, y contará con la presencia de distinguidos consultores extranjeros exponiendo sobre el resurgimiento petroquímico en los EE.UU.; el cuarto panel versará sobre Shale Oil & Gas y Recuperación Terciaria. Supply Chane y Nuevos Negocios. Además, el Director Ejecutivo de la CIQyP dará una conferencia sobre la Petroquímica argentina actual y futura. En este número del Boletín IPA se incluyen, como es habitual, la selección de artículos técnicos, novedades del ámbito local y regional, y la segunda parte del resumen de la reunión anual de Fertilizer Latino Americano 2014, realizada en Santiago de Chile. Asimismo, se encuentra actualizada la sección de indicadores petroquímicos. Agradecemos la información suministrada por entidades y empresas que contribuyeron para la redacción de este Boletín. Hasta la próxima edición.

ÍNDICE

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Selección de artículos de interés 4

Noticias locales e internacionales 7

Calendario de eventos 12

Congresos y reuniones 14

Novedades 16

IPA actividades 27

Índice de costos de plantas petroquímicas IPA 44

Indicadores petroquímicos IPA 48

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En ICIS Chemical Business del 7/07/14 hay dos notas que se refieren a un mismo tema que involucra a la cada vez más poderosa empresa INEOS. En 2011 esta compañía y BASF crearon STYROLUTION como JV de sus respectivos negocios de estirénicos. Así nació el mayor productor mundial de Estireno, PS y otros derivados plásticos del monómero. Y con él una racionalización de las capacidades que hizo que el EBIDTA del año pasado superara en un 32% al de 2012. Se incrementaron los márgenes de PS y estireno monómero, pese a que las ventas cayeron en 2013 un 2,5% frente al periodo anterior. Styrolution cerró una planta en Marl, Alemania con lo que sus costos fijos y utilización de la capacidad instalada mejoraron. Su participación en el mercado europeo fue de 24% seguido por Total Pétrochimie y Styron. Durante los últimos dos años se cerraron plantas (280.000 t/a) con lo que la capacidad de PS en Europa se redujo a 2.050.000 t/a. Ahora INEOS estaría pagando 1.100 millones de euros para adquirir el 50% de participación de BASF en Styrolution aprovechando que su socio BASF está pensando en reducir su exposición a productos “commodities”. La compra se concretaría en el tercer trimestre de 2014. Jim Ratcliffe, el chairman y principal accionista de INEOS, ha sido muy crítico con la políticas europeas en particular energéticas y su impacto en la industria petroquímica. En una carta a Manuel Barroso, presidente de la Comisión Europea, de abril de 2014 predijo que una porción significativa de la industria química podría sufrir cierre de sus plantas en los próximos diez años si no se producen cambios importantes. INEOS está también muy activo en el negocio del PVC. Junto a la belga Solvay han creado una de las mayores empresas de producción de vinílicos. Incluso está planeando la importación de etano desde los Estados Unidos como respuesta al alto costo de la materia prima para sus crackers. Podría utilizarlo en sus unidades en Grangemouth, Escocia y en Rafnes, en Noruega. La compañía ha construido un terminal en Amberes que le permitiría importar hasta un millón de toneladas anuales de etileno. El etileno es vital para su producción de PVC y los altos costos de energía en Europa afectan también la producción del cloro, el otro insumo necesario. Otra alternativa que está analizando INEOS es la exploración de Shale gas en Gran Bretaña como una alternativa para mejorar sus costos de producción de etileno. Los siguientes perfiles han sido publicados recientemente: ICIS Chemical Business: Propileno Asia (7/04/14), Epiclorhidrina (7/04/14), Ácidos Grasos Asia (14/04/14), IPA(14/04/14), 2 EH (21/04/14), Resinas Epoxi (21/04/14), Metanol USA (5/05/14), MDI Asia (5/05/14), Anhídrido Maleico USA (12/05/14), PMMA Asia (12/05/14), Etanolaminas EUR (19/05/14), Etanol EUR (19/05/14), Ácidos Grasos EUR (26/05/14), PEAD Asia (26/05/14), Soda Ash ASIA (2/06/14), MMA USA (2/06/14), IPA (9/06/14), ABS Asia (16/06/14), PEBD EUR (164/06/14), Butadieno Asia (23/06/14), Acrilonitrilo USA (30/06/14), PEBDL EUR (30/06/14), MEG Asia (7/07/14), Anhídrido Maleico EUR (7/07/14). Catalyst 2014 es una revisión anual del mercado de catalizadores, realizado por The Freedonia Group. Fue publicado en la edición de marzo de 2014 de Hydrocarbon Processing. En dicho artículo se señala que la demanda global de catalizadores para refinación petrolera, síntesis química y polimerización crecerá un 5,8% anual hasta alcanzar 19.500 millones de USD en 2016. El crecimiento está relacionado directamente con el crecimiento en los tres sectores mencionados, siendo el de polimerización el que más rápido aumenta en las economías del mundo “en desarrollo” y del Medio Oriente, no así en los países desarrollados. En la región de Asia Pacífico, China e India son los países de mayor crecimiento y donde más aumentará la demanda de catalizadores. En la actualidad la facturación de la venta de catalizadores (15.000 millones de dólares en 2011) es liderada por el sector de refinación petrolera (38,3%), seguido por el de síntesis química (37,2%) mientras que la polimerización representa el restante 24,5%. Pero el desplazamiento de materiales tradicionales por polímeros plásticos hará que este último porcentaje crezca a expensas de los demás. Dentro de la síntesis química las aplicaciones del Gas de Síntesis son las que más contribuirán al crecimiento global. Otro segmento con mayor consumo futuro será el de los catalizadores en procesos de hidrotratamiento. Países como

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Brasil, China, India y Rusia deberían liderar este sector al ser más estrictos los requerimientos de combustibles con menores tenores de azufre. La mayoría de los proveedores de catalizadores son pequeñas empresas locales y regionales. De las más de 200 compañías que proveen catalizadores, las seis mayores (BASF, W.R. Grace, Johnson Matthey, Albemarle, Honeywell y Shell) representan un 45% del total de las ventas. Otras quince compañías tienen 28% adicional. De la facturación mundial del sector refinador (alrededor de 6.000 millones de dólares) el hidrotratamiento se lleva el 44,7% y el FCC (cracking catalítico) otro 41,3%. Alquilación alcanza al 6% mientras que reforming y el resto suma un 7,9%. El informe se completa con información individual de algunas de las empresas productoras de catalizadores que incluyen a Axens (IFP), BASF, Criterion, W.R. Grace y Sabin. Hydrocarbon Processing de abril 2014 dedica una parte importante de sus notas a “Petrochemical Developments”. Uno de los artículos fue elaborado por Jean-Paul Laugier, VP de Technip responsable de la venta de tecnología para la elaboración de Etileno. Posee más de 30 años de experiencia y estuvo activamente involucrado en la adquisición por parte de su empresa de las tecnologías de su ex competidor Stone & Webster, lo que le permite a Technip ofrecer dos procesos diferentes para la producción de etileno (olefinas). Se señala que entre los años 2000 y 2013 la capacidad mundial de etileno creció de 100 a 155 millones de t/a. Más del 70% de la nueva capacidad agregada en esos trece años fue en dos regiones del mundo: Medio Oriente y China. En la primera región la capacidad pasó de 6,5 a 30 millones t/a mientras que la de China se incrementó de 4,3 a 20 millones t/a. En Medio Oriente, la mayoría de las nuevas plantas eran de gran tamaño y desde el 2005 se construyeron 15 crackers a base de materias primas gaseosas y cada una superando el millón t/a. Últimamente los nuevos crackers ya tienen capacidades de 1,5 millones t/a cada uno, el doble de las unidades que se construían en la década pasada. En China, en cambio los crackers que se están construyendo parte de materias primas líquidas. La limitada disponibilidad de naftas petroquímicas en este país ha hecho que la mitad de las nuevas unidades chinas usen cortes líquidos aún más pesados, con punto de ebullición final pro encima de los 540 ºC. Pero la aparición del Shale Gas en los Estados Unidos ha desplazado el uso de cortes líquidos por gaseosos. Por un lado todas las plantas nuevas usarán etano pero por la otra varias de las existentes dejarán de usar LPG y nafta y serán adaptadas para usar etano. La menor producción de propileno será compensada con la instalación de unidades de deshidrogenación de propano. Otro de los artículos dedicados a temas petroquímicos se titula “Improve the cracking of ethylene dichloride” y será de especial interés para los productores de VCM/PVC. Fue elaborado por la empresa Linde y se refiere al horno de cracking, que es el corazón del proceso. Opera a temperaturas de 475-525 ºC, presiones de 11 a 20 atm y los tiempos de residencia oscilan entre 20 y 30 segundos. La conversión del proceso es de 53 a 58 por ciento, valor que permite maximizar la selectividad y reducir el coqueo de reactivos y productos. Los procesos de craqueo se dividen generalmente en dos categorías según la presión. Los de alta presión (20 atm) son conocidos como de diseño líquido o “once-through” en que el líquido es alimentado en el tope de la zona de convección. Es vaporizado en la zona baja de convección en un tipo de tubo de especial configuración, antes de ser craqueado en la zona radiante. Los de baja presión (11 atm) vaporizan el líquido fuera del horno. El vapor resultante es introducido en la sección de baja convección y luego pasado a la sección radiante de la unidad de craqueo. El proceso de craqueo de EDC a VCM requiere de un horno capaz de proveer la temperatura adecuada y un tiempo de residencia con una aceptable caída de la presión para las reacciones endotérmicas típicas del cracking. Adicionalmente, el horno debe ser diseñado para minimizar la generación de subproductos y carbón.

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El tamaño de los hornos de craqueo no logra exceder las 265.000 t/a de VCM ya que por encima de esta capacidad aparecen varias limitaciones que tienen que ver con el número de tubos que pueden usarse en la zona radiante. Finalmente el artículo presenta una lista de consideraciones (costo de capital, operación de la planta, optimización de la misma) a tener en cuenta para el correcto diseño de un horno de EDC. Un tercer y último artículo se denomina “New catalyst increases FCC olefin yields” y fue elaborado en forma conjunta por CEPSA y BASF (New Jersey). Los resultados fueron obtenidos en una de las tres refinerías que CEPSA posee en España y cuya localización es La Rábida. En esta destilería la empresa española opera una unidad de cracking catalítico (FCC) que ha venido obteniendo altos rendimientos (yields) en propileno en los últimos 25 años. Además posee la ventaja de que el sitio petroquímico es vecino y está bien integrado con la refinería. Se definieron cuatro objetivos para el nuevo catalizador a desarrollar:

1) aumentar los rendimientos en olefinas (propileno e isobutileno) 2) mantener volúmenes similares de nafta liviana craqueada con mayor producción de

propileno) 3) aumentar la conversión y la degradación de los cortes pesados 4) aumenta la capacidad y flexibilidad para procesar petróleo no convertido (“unconverted

oil”) del hidrocracker y otras alimentaciones no convencionales del FCC Se señala que normalmente una unidad de FCC produce entre 4 y 6 % de propileno según cuál sea el tipo de materia prima, condiciones operativas y catalizador de FCC. Incluso optimizando todos estos factores se puede aumentar la producción hasta niveles de 12% de propileno. Para lograr esto último se agrega un aditivo de zeolita ZSM-5 pero reduciendo la conversión del FCC. Al final del artículo se presenta un Benchmarking preparado en base a los rendimientos de propileno de unas 20 a 30 unidades de FCC en todo el mundo. Se observa que el catalizador utilizado actualmente en la refinería de La Rábida es el que posee mayores rendimientos en propileno e isobutileno. Al maximizar esta última olefina, utilizada para la producción de MTBE, ha permitido minimizar las importaciones de materias primas (nota: sería etanol) para la producción alternativa de ETBE.

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ARGENTINA En Neuquén YPF logró la mayor producción de petróleo de los últimos seis años YPF continúa incrementando su producción de petróleo en Neuquén. En el mes de mayo, alcanzó los 63.420 barriles de petróleo diarios, lo que representa un crecimiento del 57% de la producción operada por la empresa respecto a abril de 2012 y el nivel más alto desde julio de 2007. Estos resultados no contemplan la contribución de Yacimientos del Sur, cuyos activos YPF adquirió a Apache por 800 millones de dólares en febrero de este año. Si se consideran los números en forma integrada (YPF + YSUR), la producción de petróleo en el mes de mayo alcanzó los 70.094 barriles de petróleo, el nivel más alto de los últimos 8 años y medio. Con relación a abril de 2012, esta producción representa un crecimiento del 74%. También se consolida el crecimiento de la producción de gas por YPF en Neuquén. En mayo alcanzó los 22,31 millones de metros cúbicos diarios de gas, el nivel más alto desde enero de 2011. Si se suma la contribución de YSUR, se llega a los 26,24 millones de metros cúbicos de gas diarios, lo que representa un crecimiento del 35% respecto a la producción de abril de 2012. Con estos niveles de producción YPF se consolida como el principal operador de la provincia de Neuquén con el 56% de la producción total de petróleo de la provincia de Neuquén y el 42% del gas. Si se incluye a YSUR, estos números se elevan a 62,25% y 49,99%, respectivamente. Proyectan que las exportaciones de biodiesel podrían cerrar el año en volúmenes similares a los de 2012. Los cambios impositivos que dispuso el Gobierno en los últimos días impulsaron nuevamente las exportaciones del biodiesel, que podrían volver al ritmo de 2012, lo que reportaría ingresos al país por más de 1.000 millones de dólares. Creció 10% la producción de biodiesel este año. La producción de biodiesel aumentó 10% en el primer cuatrimestre del año con relación al mismo período del 2013. Tras alcanzar un récord en 2012, la producción de biodiesel se había contraído 18,7% en 2013 pero este año inició un proceso de recuperación. Tras vender su negocio de biodiesel Molinos ganó 210 millones de pesos este año La alimenticia Molinos Río de la Plata, de la familia Perez Companc, volvió a presentar un balance positivo. Entre otros motivos, la venta de la participación accionaria en Renova, el negocio de biodiesel que compartía con Oleaginosa Moreno y Vicentín, permiten reducir la deuda estructural (definida como la porción de deuda que excede el capital de trabajo), en vista de los riesgos potenciales y la volatilidad de los resultados. La empresa agregó que, tras esta venta, la deuda estructural queda en un nivel muy prudente de aproximadamente $ 1.390 millones. Los resultados de Renova impactaron en el balance del año pasado, en medio de una de las peores crisis que viviera la industria del biodiesel y que se extiende hasta la actualidad. En 2012, el Gobierno aumentó las retenciones a las exportaciones del producto y fijó una nueva escala de precios en el mercado interno que perjudicaron a las empresas más grandes. En

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paralelo, recrudecieron las acciones de productores europeos de biodiesel en contra de las importaciones locales. Esto determinó un aumento en los aranceles de importación que dejó al biodiesel local fuera de competencia en ese mercado. BOLIVIA Detectan megacampos de gas y petróleo en cuatro regiones del país La petrolera GTLI que está en sociedad con YPFB para explorar los bloques Río Beni (La Paz, Beni y Pando), Almendro y Cupecito (Santa Cruz) e Itacaray (Chuquisaca) detectó dos megacampos de gas y petróleo que beneficiarán a cuatro regiones. El bloque Itacaray, ubicado en el departamento de Chuquisaca, al lado mismo del mega campo más grande del país, Margarita-Huacaya, puede contrarrestar la declinación de gas en unos cuatro años pues tiene un estimado de 3 TCF. Asimismo, la empresa estima que en el bloque Río Beni existen reservas de por lo menos 1.000 millones de barriles de petróleo. La empresa prevé próximamente perforar el primer pozo a unos 1.800 m. BRASIL Producción de petróleo del Presal En este momento hay 9 unidades offshore de producción, almacenamiento y descarga que operan en el pre-sal de Brasil, y en el año 2020, Petrobras espera que contar con otros 24 sistemas de producción en el pre-sal, produciendo alrededor de 2 millones de b/d de petróleo. Mientras que la capa pre-sal de hoy representa el 16% de la producción total de Petrobras de 2,1 millones de b/d de petróleo, en 2020 se estima que habrá crecido al 53% de la producción total, que para entonces será de 4,2 millones de b/d. Petrobras informó que planea invertir 153,9 mil millones de dólares entre 2014 y 2018 en exploración y producción, de los cuales 23 mil millones de dólares se destinarán a exploración. La empresa invertirá 6.400 millones de dólares en el pre-sal. El área de producción recibirá una inversión 112,5 mil millones de dólares, con 71,8 mil millones que van hacia el pre-sal. Las inversiones en infraestructura ascenderán a 18 mil millones de dólares. Adicionando 44,8 mil millones de dólares en inversiones de los socios de Petrobras, el gasto total en exploración y producción durante ese período llegará a 198,7 mil millones de dólares. Puede impugnarse la compra de Solvay por Braskem El Superintendente General del Consejo Administrativo de Defensa Económica (Cade) recomendó al tribunal la impugnación de la adquisición de Solvay, Argentina por parte de la empresa petroquímica brasileña Braskem. Después de evaluar los datos de las transacciones y la nueva información proporcionada por las sociedades, el Superintendente entiende que la fusión de las dos compañías "crearía un monopolio" de Braskem en S-PVC y E-PVC productos que se utilizan principalmente en la industria de la construcción. Según la Superintendencia, la operación también elevaría la concentración del mercado de la sosa cáustica, que se utiliza en la pasta y el papel, petroquímica y metalurgia, en la que

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participarían solamente tres competidores fuertes. El acuerdo, anunciado en diciembre del año pasado, está valorado en 290 millones de dólares. Los Consejeros de Cade pueden o no aceptar la opinión al juzgar la compra de 70,59% del capital social de Solvay Indupa por Braskem. Crisis profunda en el sector sucroalcoholero brasileño El sector sucroalcoholero de Brasil atraviesa una profunda crisis luego de un prolongado período de debilidad de los precios, que estaban por debajo de los costos operativos y financieros en la mayoría de los ingenios brasileños. Cerca de 10 ingenios permanecerían cerrados en esta zafra, y más de 40 ya clausuraron sus puertas en los últimos años. Otros 30 están en proceso de reestructuración, y un puñado de otros amaga una situación financiera precaria En este contexto algunos vislumbran una nueva ola de consolidación en el segmento. Entre otros se perfila Bunge como probable vendedora de sus deficitarios activos sucroalcoholeros. Otro grupo que analiza replantear sus negocios sucroalcoholeros si el gobierno no introduce cambios para mejorar la rentabilidad del sector, es Odebrecht, en cuyo segmento sucroenergético tendría un endeudamiento del orden de R$ 10 mil millones. COLOMBIA Ecopetrol desembarcó con 7 bloques en Brasil Actualmente, Ecopetrol tiene siete bloques en Brasil, para un aproximado de 20 bloques en el extranjero. Precisamente, Brasil y Perú fueron los países donde la compañía puso primero su bandera, al concretar sus dos primeros negocios entre finales de 2006 y mediados de 2007. Ecopetrol Oleo e Gas Do Brasil Ltda. es la subsidiaria de propiedad 100% de Ecopetrol. Actualmente tiene participación en bloques de exploración offshore en las cuencas Foz de Amazonas, Potiguar y Ceará. Así mismo, el consorcio conformado por Petrobras, Petrogal y Ecopetrol presentó en 2007 la oferta vencedora para el bloque CM-593, localizado en la cuenca Campos. La empresa colombiana tiene una participación de 37,5%. Ecopetrol empezó sus actividades en Brasil 2006 y en 2009, inauguró la primera oficina en Rio de Janeiro. MÉXICO Alfa analiza construcción de petroquímica con Pemex El conglomerado mexicano Alfa, uno de los mayores del país, está evaluando asociarse con la petrolera estatal Pemex para construir una planta petroquímica con una inversión de 800 millones de dólares. Alfa, que opera a la petroquímica Alpek y a la firma de energía Newpek, se ha estado preparando para participar activamente en la apertura del sector energético tras la reciente reforma al sector. La planta en asociación con Petróleos Mexicanos (Pemex) estaría en el sur de México y produciría glicol de etileno, un petroquímico que se usa para producir anticongelantes y otras materias primas que se usan en las industrias automotriz, textil y de construcción.

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PERÚ Camisea eleva en 260% producción de hidrocarburos El inicio de la operación del gas natural de Camisea en 2004 permitió un crecimiento del 260% en la producción de hidrocarburos y 92% en la generación de electricidad durante los primeros diez años del proyecto energético. En ese lapso el PBI de la economía ha aumentado en 86%, la producción de electricidad ha crecido 92% y la de hidrocarburos en 260%. Se prevé que sigan manteniéndose las altas tasas de aumento en el sector de energía. Petroperú modernizará refinería Talara El directorio de Petroperú, aprobó la suscripción del contrato para ejecutar el Proyecto de Modernización de la Refinería Talara-(PMRT), el cual comprende el incremento de la capacidad de refinación de 65 mil a 95 mil barriles por día y la construcción de nuevas unidades de procesos de alta complejidad tecnológica. La ejecución del PMRT permitirá mejorar la calidad de los combustibles al producir diésel 2, gasolinas y gas licuado de petróleo (GLP), con un contenido menor a 50 partes por millón de azufre, lo que redundará en un aire más limpio y menores gastos en salud para la población. De esta forma, concluye un arduo y complejo proceso de estudios ambientales, técnicos, económicos, financieros y legales y todo queda listo para que Petroperú y la firma de ingeniería Técnicas Reunidas de España suscriban el contrato para la construcción de la nueva Refinería Talara. URUGUAY Uruguay culmina fase de exploración y pasará a perforar en busca de petróleo Uruguay entró en una nueva fase en la búsqueda de hidrocarburos en su plataforma marítima tras la conclusión de los trabajos de exploración y prospección que permitirán arrancar el próximo verano con las primeras perforaciones Las empresas petroleras británicas BP y BG, la irlandesa Tullow Oil, y la francesa Total gastaron unos 2.000 millones de dólares en analizar varios bloques exploratorios que se adjudicaron en 2012 en una licitación denominada Ronda Uruguay II. En este período las empresas han levantado más de 38.000 km2 de datos sísmicos en tres dimensiones, más de 7.500 km2 de datos sísmicos en dos dimensiones, tomaron alrededor de 250 muestras de sedimentos y levantaron datos de 164 estaciones de magneto-telúrica. La empresa Total perforaría un pozo hacia finales de 2015 en aguas ultraprofundas. Esta perforación se realizará a unos 200 km de la costa uruguaya y tendrá una profundidad de unos 3.000 m. Las otras empresas podrán también perforar si así lo desean una vez que analicen los datos recopilados. Ancap licitará siete bloques para la búsqueda de petróleo Ancap lanzará un llamado internacional a compañías del sector para adjudicar siete bloques para exploración y producción de hidrocarburos en tierra firme por un período de 30 años. La empresa pública está ultimando los detalles de la convocatoria, que a más tardar saldrá en el último trimestre de este año.

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El ente trabaja en la definición del llamado, luego que la firma argentina YPF culminara su contrato de prospección en un amplio bloque de unos 10.000 km2 del norte y noreste del país en los departamentos de Salto, Artigas y Rivera. La petrolera argentina había asumido el control de esta zona en marzo de 2012 y decidió no seguir adelante con la fase exploratoria. Ahora, Ancap ofrecerá a los interesados en invertir para la búsqueda de gas o petróleo en el subsuelo uruguayo, la posibilidad de cerrar un contrato de producción a tres décadas. Para hacer más atractivo el negocio, los técnicos del área de exploración y producción de la compañía dividieron en siete bloques la zona que poseía YPF. VENEZUELA Venezuela anuncia exploración de gas de esquisto en asociación con Petrobras Venezuela comenzará su primera exploración de gas de esquisto en el oeste del país, en el Lago de Maracaibo. El joint venture, denominado Petrowayu, está integrado con la participación mayoritaria de PDVSA, con Petrobras que participa con el 36% y Williams International Oil & Gas de los EE.UU. con 4%.

CALENDARIO DE EVENTOS

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Evento Fecha Lugar Organizador

Interplast Brasil 2014 18 al 22/8/2014 Joinville SC Brasil

Messe Brasil www.interplast.com.br

LAPPC 2014 – Latin American Petrochemical and Polymers Conference and Industry Workshops

10 al 12/9/2014 San Pablo Brasil

HIS Chemical www.ihs.com

Rio Oil & Gas 15 al 18/9/2014 Río de Janeiro Brasil

IBP www.ibp.org.br

Cuarta Jornada Comercial 16/9/2014 Buenos Aires Argentina

Instituto Petroquímico Argentino www.ipa.org.ar

3th World Shale Oil & Gas Latin American Summit 24 al 26/9/14 Buenos Aires

Argentina www.world-shale.com

Colombiaplast - Expoempaque 2014 29/9 al 3/10/2014 Bogotá

Colombia Acoplásticos www.colombiaplast.com

Interplas 2014 30/9 al 2/10/2014 Birmingham Reino Unido www.britishplasticshow.com

Equiplast 2014 30/9 al 3/10/2014 Barcelona España

Fira de Barcelona www.equiplast.com

1er. Congreso Internacional de Silo Bolsa 13 al 16/10/2014 Mar del Plata / Balcarce

Argentina www.congresosilobolsa.com.ar

APFM Environmental Conference 19 al 21/10/2014 San Antonio, Texas

EE.UU.

AFPM - American Fuel & Petrochemical Manufacturers www.afpm.org

Ingeniería 2014 –Latinoamérica y Caribe Congreso y Exposición

4 al 6/11/2014 Costa Salguero Buenos Aires

Argentina

CAI- Centro Argentino de Ingenieros www.cai.org.ar coordinación@cai-ingenieria2014.com.ar

5th Annual World Shale Oil & Gas Summit 2014 4 al 7/11/2014 Dallas

EE.UU. www.world-shale.com

Curso de Introducción a la Industria Petroquímica 5 y 6/11/2014 Río de Janeiro

Brasil PetroChemical Consulting Alliance Info@polyolefinsconsulting.com

Seminario Petroquímico 2014 7/11/2014 Río de Janeiro Brasil

PetroChemical Consulting Alliance Info@polyolefinsconsulting.com

APLA 34ª Reunión Anual Latinoamericana de Petroquímica

8 al 11/11/2014 Río de Janeiro Brasil

Asociación Petroquímica Latinoamericana www.apla.com.ar

Plastimagen México 2014 18 al 21/11/2014 México DF México

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

ExpoPlast 2014 19 al20/11/2014 Montreal Canadá

UBM Canon www.canontradeshows.com

CALENDARIO DE EVENTOS

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Evento Fecha Lugar Organizador

AFPM 2015 Annual Meeting 22 al 24/3/2015 San Antonio, Texas EE.UU.

AFPM - American Fuel & Petrochemical Manufacturers www.afpm.org

NPE 2015 The Internacional Plastics Showcase 23 al 27/3/2015 Orlando, Florida

EE.UU. SPI www.npe.org

AFPM 2015 International Petrochemical Conference 29 al 31/3/2015 San Antonio, Texas

EE.UU. AFPM www.afpm.org

Plast 2015 5 al 9/5/2015 Milán Italia

Promaplast Srl www.plastonline.org

Feiplastic 2015 Feira Internacional do Plástico 18 al 25/5/2015 Anhembi, San Pablo

Brasil Reed Exhibitions Alcantara Machado www.reedexpo.com

FullPlastic Chile 2015 Feria International del Plástico 24 al 26/7/2015 Santiago

Chile

FISA SA y Asociación Gremial de Industriales del Plástico (ASIPLA) www.fullplast.cl

45th World Chemistry Congress 9 al 14/8/2015 Bexco, Busan Corea

IUPAC – International Union of Pure and Applied Chemistry www.iupac2015.org

EPCA Annual Meeting 4 al 8/10/2015 Viena Austria

The European Petrochemical Association www.epca.eu

AOG Argentina Oil & Gas Expo 2015 5 al 8/10/2015 Predio La Rural

Buenos Aires, Argentina IAPG www.iapg.org.ar

Argenplas 2016 13 al 16/6/2016 Centro Costa Salguero Buenos Aires, Argentina

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

K 2016 International Trade Fair for Plastics and Rubber 19 al 26/10/2016 Düsseldorf

Alemania Messe Düsseldorf www.k-online.de

10th World Congress of Chemical Engineering WCCE-10 2 al 6/10/2017 Barcelona

España WCEC World Chemical Engineering Council

CONGRESOS Y REUNIONES

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- Organizada por la Asociación Petroquímica Latinoamericana, se llevará a cabo, entre los días 11 y 12 de agosto, la 16ª Reunión Latinoamericana de Logística. En esta oportunidad, la sede será el Hotel NH City & Tower, Buenos Aires. Esta actividad reúne a ejecutivos y profesionales de la industria con los proveedores del sector. Se cubrirá el siguiente temario: Análisis Económico Regional; Visión del sector petroquímico y químico en América Latina; Presentación por parte de empresas de mejoras en la cadena logística; Panel de costos y tendencias de transporte marítimo y terminales; Shale Gas-Impacto en la logística; Puertos de la región; Transporte ferroviario; Nuevas prácticas: Armonización. - Entre los días 10 y 12 de setiembre de este año, se realizará en San Pablo, Brasil, la 4ª Conferencia Anual Petroquímica y de Polímeros de América Latina y el Taller sobre “Cómo enfrentar una situación de sobrecapacidad”. IHS presenta este evento que reúne la experiencia del mercado y las ideas de los mayores players en los mercados latinoamericanos. La convergencia única de información, comprensión y análisis de IHS a través de una gran amplitud de las áreas lo ayudará a “conectar los puntos” y navegar a través de las complejidades del mercado, proporcionando un marco para ayudarle a tomar decisiones óptimas para moldear el futuro de su empresa. Los temas a tratar serán:

• El panorama económico mundial ofreciendo un pronóstico preciso de la situación • El impacto del gas de esquisto (Shale Gas) en el flujo comercial cambiante del

polietileno • Perspectivas para los principales productos básicos, entre ellos: Polietilenos,

polipropileno, PS, EPS, ABS, policarbonato, nylon 6 y 66, PET, PVC y la cadena de vinilos clorados

• El desarrollo de las estrategias para entrar en nuevos mercados; la preparación para enfrentar la afluencia de poliolefinas en Latinoamérica

• Aplicaciones de los plásticos verdes • Nuevos horizontes para la industria petroquímica brasileña

- El próximo 16 de setiembre se realizará, en el Hotel El Conquistador, la Cuarta Jornada Comercial. El temario de este año está orientado hacia un posible cambio de escenario en la industria petroquímica. Los temas serán: La Economía y el Comercio Exterior. Perspectivas; La Petroquímica Actual y la del Futuro; ShaleOil & Gas y Recuperación Terciaria (EOR). Supply Chain y Nuevos Negocios; La Petroquímica en la Góndola; USA vuelve a ser Potencia Petroquímica?

CONGRESOS Y REUNIONES

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- El viernes 7 de noviembre de este año se realizará, en Río de Janeiro, el Seminario Petroquímico 2014, organizado por PetroChemical Consulting Alliance (previo a la reunión anual de APLA). Esta actividad estará conformada por cuatro paneles: Materias Primas, Olefinas y Aromáticos; Panorama de la Industria; Tecnologías de Poliolefinas y Productores y Aplicaciones. - Entre los días 8 y 11 de noviembre se llevará a cabo la 34 Reunión Anual Latinoamericana de Petroquímica. Este año se realizará en el Hotel Sofitel de Río de Janeiro, Brasil.

NOVEDADES

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 NOTICIAS SOBRE FERTILIZANTES – Segunda Parte Entre el 15 y 17 de febrero se desarrolló en Santiago de Chile la tradicional reunión anual de Fertilizer Latino Americano 2014 organizada conjuntamente por Argus FMB y CRU, la misma contó con más de 500 delegados de América y del resto del mundo. En esta nota se resumirá la segunda parte de los trabajos que más se acercan al interés del Sector petroquímico Argentino. La mayoría de las transparencias están en inglés, y se presentan con comentarios. FERTILIZAR Presentación de María Fernanda González

La autora presenta un trabajo comparativo de la variación de los suelos prístinos (nunca labrados) frente a más de un siglo de explotación agrícola, para la zona de la Pampa Húmeda. Es notable la caída de nutrientes, materia orgánica y la acidificación de los suelos. Inclusive en el caso del Potasio, del cual nuestros suelos son muy ricos, la pérdida es significativa, aunque todavía no afecta los rindes. Luego se presenta un análisis del mercado argentino, se incluyen aquí las transparencias de mayor interés para el sector petroquímico.

Estacionalidad marcada

NOVEDADES

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Preponderancia de la distribución en bolsas

NOVEDADES

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La reposición de nutrientes es aún insuficiente, en el caso del Potasio, la riqueza de nuestros suelos lo hace innecesario, pero esa ventaja, algún día desaparecerá, inclusive el INTA comenta que en algunos suelos se comienza a observar aumento de rinde con la incorporación del mencionado nutriente.

NOVEDADES

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Finalmente se presenta la proyección que hace FERTILIZAR de la demanda de fertilizantes al año2020 que superaría las 9 MMT/año.

 

NOVEDADES

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 LA INDUSTRIA DE FERTILIZANTES BRASILEÑA John Sinden - Consultor

• En 2016 la Presidente de Brasil propuso la autosuficiencia para 2020; el autor no cree que eso sea posible ya que en 2012 Brasil importó :

• 70% del Nitrógeno utilizado (2,7 MMT) • 50% del Fósforo utilizado (3,3 MMT) • 90% del Potasio utilizado (4,5 MMT)

• En tanto que para 2020 estima que Brasil necesitará importar • 3,5 MMT de Nitrógeno • 3,3 MMT de Fósforo • 6,4 MMT de Potasio

• Lo que dio origen a ese sueño, fue el boom de precios de la primera mitad de 2008 en petróleo y granos, ya que el mayor precio de los granos, hizo aumentar la demanda de fertilizantes y por ende sus precios.

• Pero esto no fue la primera vez, en los 70’s se produjo el “Great Grain Robbery” y compara las dos épocas:

• El aumento en la cuenta de importación de fertilizantes creció en cerca de

9.000 MMUSD entre 2007 y 2008, aunque se contrabalanceó con las exportaciones agrícolas, sorprendió al gobierno. En 2009 los pequeños mineros salieron a buscar P y K, mientras que Vale, compró activos en Brasil y en el exterior.

• En 2010 lanzó los 5 grandes proyectos. QUE ERAN EL SUEÑO. • Salitre Fosfatos en Brasil- Evate Fosfatos en Mozambique. • Potasio Carnalita en Brasil-Potasio Río Colorado en Argentina- Potasio en

Canadá • El sueño del Nitrógeno: gran parte del costo es el precio del gas natural,

precio que controla Petrobras, lo que hace difícil que un inversor privado invierta en un negocio dependiendo de Petrobras.

• El sueño de los Fosfatos: Brasil tiene limitados recursos de fosfatos y no en las mejores ubicaciones estratégicas. En 2011 había 3.000 MMt/a de proyectos para concentrados.

• El sueño del Potasio: éste es el más difícil. Vale tiene capacidad limitada, los depósitos del NE son de Carnalita, se requerían 3.000 MMUSD para producir 900.000 t/a de ClK.

• Los grandes depósitos de Potasio están en el Amazonas, la licencia de un proyecto privado fue cancelada y hay lógicos problemas ambientales.

• Los proyectos en Canadá y en Argentina seguirían siendo de importación y el precio del Potasio arrojó como resultado la no viabilidad de ambos proyectos.

NOVEDADES

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 DEMANDA DE FERTILIZANTES

• Desde los 70’s al presente pasó de ser importador de alimentos a un gran exportador (50MMt/a en 1970 >>284MMt en 2012). Compite con Europa y Estados Unidos. Gran parte de este crecimiento ocurrió en el “Cerrados”, región caracterizada por su déficit de nutrientes, tiene sol y agua, con fertilización producen soja, maíz, algodón, etc. Pero sufre de pobre logística e infraestructura.

• Los fertilizantes son la clave para liberar todo este potencial, para ello se necesita gas natural y el autor se pregunta, si se desea autosuficiencia ¿Por qué subsidiar el combustible para los autos de Río y San Pablo, en lugar de FAVORECER EL PRECIO del gas para NH3/UREA?

• Se pregunta cuán serio es el gobierno en desarrollar el Potasio del Amazonas, ya que la única licencia a una empresa privada canadiense fue revocada.

  

                           

NOVEDADES

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 CAMBIOS OCURRIDOS EN 2013

• Hubo cambios económicos que clarificaron varios temas. • El balance de pagos de Brasil cayó y es el peor de muchos años. • Se produjo una cierta declinación en el ciclo Agrícola/ Commodities. • Caída de la inversión en fertilizantes. • Los cambios mencionados fueron y son serios. • Los precios de los fertilizantes bajaron mucho más que los de los productos

agrícolas. • El menor déficit en fertilizantes llevó al gobierno a bajar la prioridad de la

autosuficiencia y a hacer planes viables más realistas. • Los planes prevén bajar la dependencia de fertilizantes importados de 70%

a 60% para 2018: Pero el aumento de la producción agrícola la volvería otra vez al 70%. Este crecimiento agrícola se debe a más tierra, más agua y sol.

• CONCLUSIÓN: La Autosuficiencia en fertilizantes para 2020, es un sueño inviable. ¿Viable en el futuro? Puede ser, pero no sería económicamente viable  

   

NOVEDADES

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EL MERCADO DE FERTILIZANTES EN CHILE Claudio Morales Godo, CEO de Soquimich Comercias S.A.

   

•  

• Chile consume 1,1MMt/a de fertilizantes, el 47% de esto lo representa la Urea Granulada (cerca de 500.000 t/a). Un 27% son los diversos derivados del fósforo, y el ClK (MOP Muriato de Potasio) es el 10%, cuyo consumo se relaciona muy bien con el de los derivados del Fósforo.

• Los fertilizantes representan un 15% del costo total de producción, variando de 4 al 8% para cultivos intensivos y alrededor del 30% para los cereales.

• Se estima que los fertilizantes representan un 16 % del PIB agrícola /frutícola.

                

NOVEDADES

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• Las importaciones se han mantenido estables desde 2007 a 2012 en el orden de 600MT/a, centradas en N, P, K y sus mezclas. Existe una demanda de cerca de 100MT/a de Urea Industrial.

• Aparece una producción local de 1,4MMT/a y exportaciones de 1,3MMT/a. El autor no aclara si la producción y las exportaciones son mezclas o fertilizantes naturales.

NOVEDADES

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• El 40% de los fertilizantes se venden como mezclas físicas., que utilizan nitratos (¿naturales?).

• Se utilizan compounds (compuestos) como reemplazo de mezclas físicas. • Se utilizan 80.000 toneladas de productos solubles, fundamentalmente

Nitratos de Calcio y de Potasio.

IPA ACTIVIDADES

26

IPA ACTIVIDADES

27

Organizado por la comisión de Materias Primas y Energía, el 27 de mayo se realizó, en la sede de IRAM, el seminario “El futuro energético argentino. Mitos y realidades”. Esta actividad se dividió en dos paneles, “El sistema eléctrico argentino” y “El dilema energético argentino” compuestos por reconocidos profesionales. Contó con la presencia de más de 70 personas. A continuación se presenta un resumen de las conferencias realizadas en el panel “El sistema eléctrico argentino: Generación, Transporte, Demanda y Fuentes alternativas de generación”, las presentaciones completas se encuentran disponibles en el sitio web del IPA. Expansión del sistema eléctrico con énfasis en las fuentes alternativas Jorge Luis Agüero IITREE, Facultad de Ingeniería, Universidad Nacional de La Plata Las instalaciones de generación eléctrica pueden ser aisladas o conectadas a la red eléctrica. Generalmente las instalaciones aisladas de la red son de pequeña potencia y usadas principalmente en zonas rurales para cargar baterías. De esta manera es posible disponer de energía eléctrica aún en períodos sin viento o sin sol. La energía cinética del viento o energía eólica se utiliza mediante su conversión a energía mecánica o eléctrica. Hoy día los dos tipos de aplicaciones básicas más difundidas de la energía eólica son la extracción de agua por bombeo y la generación de energía eléctrica. Argentina es un país con larga tradición en el uso de energía eólica para extracción de agua en zonas rurales. En el año 2008 se estimó que la llanura pampeana tenía la mayor concentración mundial de molinos de viento para extracción de agua con más de 400.000 unidades instaladas. El ahorro en energía eléctrica equivalente producido por los 400.000 molinos de viento de la región pampeana podría resultar de aproximadamente 400 GWh. Esto equivale a un 0,3 % de los 130.000 GWh de energía eléctrica generada durante 2013. Las primeras máquinas industriales para generar electricidad a partir de la energía eólica aparecieron a comienzos del siglo XX. Los mayores costos relativos de esas tecnologías impidieron su uso en una época dominada por el petróleo y sus derivados. El viento surge como fuente de energía económicamente viable en 1973 cuando finaliza la era del petróleo barato. En la actualidad, el alto grado de desarrollo tecnológico alcanzado por los modernos aerogeneradores permite que el viento aporte un porcentaje relevante de la generación eléctrica en muchos países. La combinación de energía eólica con energía hidráulica, que utiliza el mismo sistema de transporte de energía eléctrica, permite almacenar la energía cinética del viento como energía potencial del agua de un embalse. El viento es aprovechable para la generación eléctrica a partir de los 5 m/s. Argentina tiene más del 70% de los vientos con velocidad media anual superior a los 5,5 m/s medida a 80 metros de altura (molinos de 2 MW).

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IPA ACTIVIDADES

32

Federal de Transporte en Alta Tensión

1 Interconexión SIN y SIP a. 5CLPY1

2 Tercer corredor del Litoral a. 5MDRI1 b. 5SGMD1 c. 5MBSG1 d. 5MBRD1

3 Líneas Mineras a. 5LARE1

4 Inter. Comahue – Cuyo a. 2GMSJ1 (500kV

en 220kV) b. 5GMRDI1 c. 5RDIAG1

5 Sistema Patagónico a. 5PYZN1 b. 5RSCZN1 c. 5ESPRSC1

6 Interconexión NOA – NEA a. 5GFORS1 b. 5CHARS1 c. 5CHAMQ1 d. 5CBMQ1 e. 5BRCB1 f. 5CBSO1

Hay nueva generación prevista por el gobierno y los privados en el mediano plazo Se plantea cómo manejar este crecimiento y cómo transportar la energía eléctrica.

CT Güemes – 100 MW

CC Salta – 640 MW

CC Belgrano I – 830 MW

CC Belgrano II – 540 MW

CC Timbúes – 830 MW

CT Maranzana II–120 MW

CT Patagonia–60 MW

CT Dolavon–210 MW

CT Suroeste–130 MW

CT Necochea II–130 MW

CH Yacyretá +500 MW

CC Solvay Indupa-Albanesi–160 MW

CT Loma de la Lata–170 MW

CH Caracoles-125 MW

CC Pilar–470 MW

CT Brig. López – 270 MW

CT Ensenada de Barragán – 540 MW

CN Atucha II–740 MW

CT Río Turbio–250 MW

CH La Barrancosa-550 MW

CH Condor Cliff-1100 MW

Hidraúlica

Térmica

Nuclear

IPA ACTIVIDADES

33

Región NEA – Litoral - GBA Considerando la generación completa de las centrales de la Zona Alto Uruguay Garabí – Corpus (2400 MW) hacia el lado argentino, se consideran tres alternativas de importación adicional desde la red brasileña.

a) 0 MW: ambas centrales aportan el total de su generación al lado argentino (2400 MW). Se requieren aproximadamente 1100 Km de líneas 500 kV más Capac. Series más SVC

b) 1000 MW: se requieren aproximadamente 1800 Km de líneas 500 kV más Capac. Series más SVC

c) 2000 MW Región Patagónica La ubicación geográfica de las futuras centrales patagónicas

La alternativa en corriente continua permitiría evacuar:

desde Patagonia 4000 MW desde Comahue + Patagonia 9000 MW

Programa GENREN

Sta. Cruz Norte

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•Río Gallegos

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3000 MW 1000 MW

Río Santa Cruz

RIO TURBIO 200 MW

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CONDOR CLIFF1140 MW

Estación Rectificadora de DC / AC Ampliable en Etapas hasta 3000 MW

Red ActualAmpliaciones 500 KV:

• 1200 Km LÍNEA•CAPACITORES SERIE•SVC

Ampliaciones DC:2200 Km LÍNEA (bipolo)

2 AC/DC HASTA 3000 MW

Estación Conversora de DC / AC Ampliable en Etapas hasta 3000MW

EOLICA (media) 1500 MW

IPA ACTIVIDADES

34

La Ley 26.190, reglamentada por Decreto Nº 562/09, impulsó el Régimen de Fomento Nacional para el uso de fuentes renovables de energía destinadas a la generación eléctrica y estableció que, en el plazo de 10 años, el 8% del consumo eléctrico tiene que ser abastecido a partir de fuentes de energías renovables.

Parque Eólico Rawson

BELLA VISTA 8,0 MW 190,910SAN LORENZO 34,0 MW 207,835

BRAGADO 34,0 MW 210,130110,0 MW PARANA 34,0 MW 207,220

LA RAPIDA 4,0 MW 150,000LA LUJANITA 2,0 MW 163,215

LUJAN DE CUYO 1,0 MW 174,000LOS ALGARROBOS 2,0 MW 165,000

10,0 MW LAS PIRQUITAS 1,0 MW 180,000CHIMBERA I 2,0 MW 597,840CHIMBERA II 3,0 MW 570,360CHIMBERA III 5,0 MW 546,675

CAÑADA HONDA I 2,0 MW 579,150CAÑADA HONDA II 3,0 MW 579,150CAÑADA HONDA III 5,0 MW 558,495

BIOGAS SAN MARTIN NORTE lll-A 5,1 MW 122,87016,6 MW SAN MIGUEL NORTE lll-C 11,5 MW 123,970BIOMASA LEANDRO N ALEM 6,0 MW 107,0007,5 MW POSADAS 1,5 MW 107,000

SOLARFOTOVOLTAICA

20,0 MW

FUENTE NOMBRE DEL PROYECTO POTENCIA CONTRATADA

PRECIOU$S/MWh

TERMICA CON BIOCOMBUSTIBLES

PEQUEÑOS APROVECHAMIENTOS

HIDROELÉCTRICOS

IPA ACTIVIDADES

35

Producción energética neta estimada de 290 GWh/año certificada por GL Garrad Hassan ≡ consumo de 100.000 hogares

Reducción de 189.000 t CO2/año ≡ 500.000 autos Ahorro anual de 85.000.000 m3 de gas ≡ consumo de 70.000 hogares Factor de capacidad neto estimado de 43% certificado por GL Garrad Hassan Ahorro anual de 75 millones de dólares en importación de combustibles

Proyectos adjudicados con biocombustibles

• Central Bella Vista Potencia 8 MW

• Central San Lorenzo

Potencia 34 MW • Central Bragado

Potencia 34 MW • Central Paraná

Potencia 34 MW Energía solar – Centrales fotovoltaicas

o Chimbera I 2MW o Chimbera II 3 MW o Chimbera III 5 MW o Cañada Honda I 2 MW

Habilitada el 01/06/2012 o Cañada Honda II 3 MW

Habilitada el 01/06/2012 o Cañada Honda III 5 MW

Pequeñas centrales hidroeléctricas

• Central La Lujanita Ubicación: provincia de Mendoza Potencia estimada: 2 MW

• Central Luján de Cuyo Ubicación: provincia de Mendoza Potencia estimada: 1 MW

• Central Los Algarrobos Ubicación: provincia de Jujuy Potencia estimada: 2 MW

• Central Las Pirquitas Ubicación: provincia de Catamarca Potencia estimada: 1 MW

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IVIDADES

36

l. El sector.

atural (51%)ificultad de

dores comoda por muy

ersiones ena su vez en

S

6

r

) e

o y

n n

La demand

La generac

Las reservmarcada e Hay una ariesgo med

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ausencia dedio/alto.

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os años

ciente, tend

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IPA ACTI

a afectan p

dencia sost

xploración o

IVIDADES

37

oco

enida, más

orientada a

S

7

s

a

IPA ACTIVIDADES

38

Redes inteligentes El término "red inteligente" se refiere a la modernización del sistema de transmisión y distribución de electricidad para lograr la administración, monitoreo, protección y optimización automática del funcionamiento de sus elementos interconectados, la generación central y distribuida, la transmisión en alta tensión, el sistema de distribución, los usuarios industriales y los consumidores residenciales. Mediante la identificación de las cuestiones clave para la implementación de las redes inteligentes, el WEC tiene como objetivo facilitar el desarrollo de las mismas, ya que pueden ayudar a los países a equilibrar las tres dimensiones del trilema energético: Seguridad Energética, Mitigación del Impacto Ambiental y Equidad Social. Conclusión Se observa la necesidad de elaborar un marco regulatorio para que aparezcan las inversiones de largo plazo, conseguir su aprobación por el Congreso Nacional, con revisiones de funcionamiento cada 5 años y tratar que las que se concreten, sean aquellas que contribuyen con la cadena de valor. MERCADO ELÉCTRICO ARGENTINO. ESTADO DE SITUACIÓN Y PERSPECTIVAS Ing. Rogelio Baratchart Tecnolatina Ingeniería Evolución del Sector Eléctrico 1900-39 Dinámico, expansivo 1935-42 Déficit de oferta. Cuestionamiento de la sociedad a las concesiones 1943-48 Estancamiento. Restricciones de suministro 1949-59 Comienzo y desarrollo de la presencia del Estado 1960-76 Fuerte intervención estatal; normalización. Crecimiento de oferta 1970-75 Grandes aprovechamientos hidráulicos. Creación del DUC-DNC 1977-87 Inconvenientes de Administración. Crisis económica del Sector - Deuda externa 1988-89 Restricciones de suministro 1990-01 El Estado se retira del rol de inversor y administrador de empresas. Venta y concesión

de Centrales Eléctricas. 2001-02 Emergencia económica. 2004-12 Déficit de oferta. El Estado retoma –parcialmente- el rol de inversor.

19901900 1950

Privado PrivadoEstatal

2004

Privado con mayorintervención estatal.

Tendiendo a lo público

IPA ACTIVIDADES

39

Oferta y Demanda Evolución de la Demanda de Energía

Evolución de la Potencia Instalada

(*) Incluye MEM Sistema Patagónico Escenarios futuros Oferta-Demanda Proyección de la Demanda Conformación de la Demanda Eléctrica:

Residencial: 32 % Comercial: 24 % Industrial (incluye agro y transporte): 44 %

Escenario Medio de Crecimiento: 4,02 % anual

Residencial: +3 % Comercial: +4,5 % Industrial: +4,5 %

76.487

 GWh

82.261

 GWh

87.495

 GWh

92.388

 GWh

97.593

 GWh

102.96

0 GWh

105.93

5 GWh

104.60

5 GWh

110.77

5 GWh

116.38

1 GWh

121.19

2 GWh

125.22

0 GWh

7,5%6,4% 5,6%

5,6% 5,5% 2,9% ‐1,3%5,9% 5,1% 4,1% 3,3%

‐0,02

‐0,01

0

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

0,07

0,08

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

DEMANDA DE ENERGÍA [GWh]

Demanda de Energía Tasa de crecimiento  interanual

0.000 MW

5.000 MW

10.000 MW

15.000 MW

20.000 MW

25.000 MW

30.000 MW

35.000 MW

2000  (*) 2001  (*) 2002  (*) 2003  (*) 2004  (*) 2005  (*) 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

OFERTA POR TIPO DE GENERACIÓN‐Evolución 2000/2013‐

EÓLICO FOTOVOLTAICO NUCLEAR HIDRAULICO TERMICO

IPA ACTIVIDADES

40

Escenario de Mínimo Crecimiento: Escenario Medio x 0,5 = 2,01 % anual Escenario de Máximo Crecimiento: Escenario Medio x 1,5 = 6,03 % anual Proyección de la Oferta

Proyección Oferta-Demanda

Con un crecimiento medio de la demanda habrá inconvenientes para abastecer los picos

de verano. Si el crecimiento es alto los problemas también se sucederán en invierno. Las grandes obras hidráulicas serán necesarias para abastecer la demanda en el mediano

plazo.

PROYECTO TIPO 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022VUELTA DE OBLIGADO CC 540 270BELGRANO II CC 540 270GUILLERMO BROWN  290 290 290ATUCHA II (*) NU 745EMBALSE (*) 648 648RIO TURBIO TV 120 120ENSENADA DE BARRAGÁN CC 120BRIGADIER LÓPEZ CC 240RAWSON II EO 75FRIAS TG 60GENELBA CC 80ENARSA (DISTRIBUIDA) MT 100 100CHIUIDOS I HI   425 425CONDOR CLIFF HI 275 275LA BARRANCOSA HI 200AÑA CUA HI 90 180GARABÍ HI 500LOS BLANCOS HI   323PORTEZUELO DEL VIENTO HI 210ATUCHA III NU ¿ 1200 ?TOTAL PREVISTO (MW) 1120 2638 560 290 938 0 1048 1080 1975SEGURO 1120 2638 560 290 938 0 0 0 0(*) Al ingresar Atucha II sale de servicio Embalse para alargar su vida util. Se estimó la salida de Embalse hasta el 2018

MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTAPROYECCIÓN DE LA OFERTA ‐VALORES EN MW‐

10.000 MW

15.000 MW

20.000 MW

25.000 MW

30.000 MW

35.000 MW

40.000 MW

May‐12

Sep‐12

Ene‐13

May‐13

Sep‐13

Ene‐14

May‐14

Sep‐14

Ene‐15

May‐15

Sep‐15

Ene‐16

May‐16

Sep‐16

Ene‐17

May‐17

Sep‐17

Ene‐18

May‐18

Sep‐18

Ene‐19

May‐19

Sep‐19

Ene‐20

May‐20

Sep‐20

Ene‐21

May‐21

Sep‐21

Ene‐22

DEMANDA vs OFERTA

Capacidad Instalada Potencia Disponible con proyectos "en estudio"

Escenario de Minima Escenario Medio

Escenario de Máxima  Demanda Media

IPA ACTIVIDADES

41

Síntesis Estado de Situación

· Ruptura contractual a partir de 2002 · Intervenciones regulatorias discrecionales · Los precios no actúan como señales económicas para la demanda

Necesidad

· Restablecer el funcionamiento del sector eléctrico Problema

· El problema principal es el modo de llevar a cabo ese restablecimiento Perspectivas Opciones básicas para el Sector Eléctrico

Requerimientos

Restablecimiento de normas básicas.

Reconstrucción de la estructura de precios y tarifas.

Los senderos requieren una combinación de acciones sobre el corto y el largo plazo. El precio del kWh debe ser una señal económica.

Hay que eliminar los subsidios pero algún tipo de compensación es necesaria para mitigar los impactos en los sectores sociales más vulnerables.

El ajuste basado en reglas de mercado implica un estudio eficiente de la ecuación costo-beneficio de cada uno de los agentes del mercado y la implementación de procesos

SENDERO BENEFICIOS COSTOSContinuación de status‐quo con control de subsidios y precios más normales, mutando hacia mayor o menor intervención.

Todos y crecientes con agravamiento de desbalances, cuellos de botella y eventual estancamiento de las inversiones. Alejamiento de prácticas internacionales.

Retorno rápido y pleno a las reglas de 1990 con alguna adaptación suave al contexto de los 2000s.

Recupero de best‐practice regulatoria y de posible expansión privada (sujeta a credibilidad y sostenibilidad política).

Difícil aceptación social y política de los aumentos tarifarios. Debilidad en frentes nuevos (matriz, energética, medio ambiente, desigualdad) que requieren planificación y gestión social

Transición a un esquema mixto entre las reglas de los 1990s y una mayor/nueva intervención estatal que en los 90s.

Maneja aceptación de aumentos tarifarios. Tiene mejor adaptación a frentes nuevos (matriz energética, medio ambiente y desigualdad) que requieren planificación.

Altos, si no hay capacidad de un Estado inteligente y eficiencia del gasto público. Dudas para movilizar inversión privada voluntaria y costo‐efectiva. Alguna pérdida o apartamento de best‐practices.

IPA ACTIVIDADES

42

licitatorios para la asignación de bienes y servicios. Ambos guiados por las señales del mercado que propicien las expectativas de capitales privados (locales e internacionales).

Lo más importante es la consistencia entre las acciones de corto plazo y las de mediano/largo plazo.

Recomendaciones

Establecimiento de una “política pública” o “de Estado” que permita restablecer el funcionamiento del Sector Eléctrico sobre la base de una regulación, así sea que requiera ciertos “amortiguadores” para satisfacer cierta demanda social, genuina o no.

Que esa política contemple la necesidad de normas y defina el rol del Estado como un agente necesario e insustituible para:

• Planificar: prever y anticipar las necesidades futuras de la oferta y la demanda. • Evaluar: análisis de las políticas de renta y remuneración de los bienes y servicios

que satisfagan los objetivos generales del Estado • Regular: establecer las pautas y los niveles de calidad, costo y renta de cada

agente • Auditar: controlar y auditar las reglas establecidas.

Utilizar la experiencia de las mejores prácticas de los mercados internacionales,

haciendo un benchmarking con mercados de la misma estructura económico-social.

- El día 5 de junio se dictó un curso sobre “Cogeneración en la Industria”, organizado por el Ing. José L. Picone. Fue dictado por el Ing. Eduardo León, Ingeniero Electromecánico, Orientación Mecánica, Facultad de Ingeniería, UBA. Miembro de ASME y Societé Française des Thermiciens. Contó con la asistencia de 12 alumnos.

INDICE DE COSTO DE PLANTAS

43

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. Variación en el costo de una planta petroquímica tipo comparada con EE.UU.

ARGENTINA Dic. 2005 (MMUS$)

Dic. 2006 (MMUS$)

Dic. 2007 ( MMUS$)

Sept. 2008 ( MMUS$)

Sept. 2009 ( MMUS$ )

Jun. 2010 ( MMUS$ )

Oct. 2011 (MMUS$)

Ago. 2012 (MMUS$)

May. 2013 (MMUS$)

May. 2013 (MMUS$)

Battery Limits 530 618,4 724,0 844,2 813 851,0 1034,8 1147,7 1112,1 Nueva

información costos EE.UU. Off-Sites 259,7 303,0 354,8 413,7 398 417,0 507,0 562,4 544,9

Total Final 789,7 921,4 1078,7 1257,9 1212 1268,0 1541,8 1710,1 1657,0

ESTADOS UNIDOS

Dic. 2005 ( MMUS$ )

Dic. 2006 (MMUS$)

Dic. 2007 ( MMUS$ )

Sept. 2008 ( MMUS$

) Sept. 2009 ( MMUS$ )

Mayo 10 ( MMUS$ )

Sep. 2011 (MMUS$)

Julio 2012 (MMUS$)

Mar. 2013 (MMUS$)

Mar. 2013 (MMUS$) Revisado

Battery limits 560 598,5 618,6 675,7 602 655,8 705,6 684,4 668,0 808,0

Off-Sites 274,4 293,3 303,1 331,1 295 321,3 345,8 335,3 327,3 395,9

Total Final 834,4 891,8 921,7 1006,9 896 977,2 1051,4 1019,7 995,4 1204,0 Comparación del costo de Argentina vs.

EE.UU. 0,95 1,03 1,17 1,25 1,35 1,30 1,47 1,68 1,66 1,38

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.

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

May /julio-

10 Ene-11 Ago-11 Oct-11 Mar-12 Ago-12 May 13 Oct-13

Índice general 100 116,7 136,7 159,3 153,4 160,6 169,3 183,5 195,2 199,9 216,6 209,8 216,6

Equipos 100 110,3 123,2 145,0 144,7 144,6 146,3 151,4 162,4 168,4 177,9 184,8 191,7

Intercambiadores 100 111,5 126,9 128,0 130,2 143,6 147,4 162,3 177,0 180,7 193,4 181,9 189,8

Bombas 100 107,0 123,3 139,0 144,7 144,6 146,3 151,4 162,4 168,4 177,9 184,8 191,7

Compresores 100 104,9 109,9 114,0 118,1 113,9 112,9 111,7 119,6 120,8 122,1 120,9 121,0

Piping 100 115,9 145,7 191,0 173,8 180,1 193,0 200,9 173,0 179,2 175,9 183,0 185,5

Ingeniería 100 116,1 123,8 165,6 173,2 174,4 188,5 203,4 218,7 221,9 251,8 220,0 222,2

*Mano de obra vestida 100 128,0 151,4 169,7 174,5 184,4 197,7 216,8 240,5 250,6 282,1 269,2 280,1

Materiales eléctricos 100 130,4 149,0 173,7 151,2 155,9 173,1 186,4 169,2 170,8 167,8 180,5 188,7

Obras civiles 100 116,1 144,8 164,7 167,8 175,8 191,2 220,2 245,4 259,0 291,3 278,8 293,2

Estructuras metálicas 100 126,6 150,6 179,7 175,8 184,8 190,2 220,6 248,2 258,1 284,3 274,3 287,2

INDICE DE COSTO DE PLANTAS

44

El objetivo de este índice es obtener una comparación lo más cercana posible entre el costo de una planta petroquímica en Argentina y en Estados Unidos. El índice se construyó, inspirado en el costo del Modelo Uno que mensualmente publica la revista Vivienda. En este caso la revista analiza el costo de construcción de un edificio de departamentos estándar, que actualiza con los costos de materiales y mano de obra en nuestro país. Para ello se seleccionó una planta de etileno base nafta de 500.000 t/a. Se utilizó la apertura de costos de plantas similares, tanto de una estimación preparada para una planta en Argentina aportada por Techint y la de una consultora internacional, para una planta en Estados Unidos. Se asumió una cierta proporción de equipos y materiales locales. El costo de la planta en Estados Unidos se ajusta por el CEPCI, costo de plantas químicas que publica mensualmente la revista Chemical Engineering desde 1959, su base 100 es el promedio de 1957/59. Lo interesante de este índice es que analiza la variación de equipos, materiales, mano de obra de la construcción, obra civil e ingeniería y supervisión. VARIACIÓN EN LA ESTIMACIÓN DEL COSTO DE PLANTAS EN ESTADOS UNIDOS Durante la preparación del Índice IPA de costos de plantas petroquímicas para el Boletín IPA de julio de 2013, recibimos un comentario de uno de nuestros asociados, respecto a que una consultora con la que ellos trabajan tenía información sobre un mayor encarecimiento de las plantas en la costa del Golfo de Texas, respecto al que muestra el Chemical Engineering Plant Cost Index (CEPCI), que desde 2005 venimos utilizando para ajustar el costo de la planta de referencia, que es una planta de Etileno de 500.000 t/a basada en Nafta Petroquímica en EE.UU.

INDICE DE COSTO DE PLANTAS

45

Según la información recibida el aumento más probable de costos en aquel país, sería un 20% superior al que se puede estimar usando el CEPCI. Una consecuencia de esto es que una planta Petroquímica similar en Argentina costaría no un 68% más que en la costa del golfo, sino un 38% más. Diferencia que aunque es menor sigue llamando la atención sobre el costo argentino de construir una planta. Y su impacto sobre la competitividad. De la información recibida se desprende que la mayor distorsión se produce en los rubros vinculados a salarios, o sea mano de obra de construcción e Ingeniería y administración de proyecto. En el gráfico adjunto se compara la evolución del costo de plantas entre 2005 (base 100) y marzo de 2013, última información disponible del CEPCI. Asimismo se muestra la comparación de costos de la planta modelo en Argentina y en Estados Unidos según estas dos fuentes. Como la principal distorsión aparece en el rubro costo de recursos humanos en Estados Unidos, no parece justificarse dejar de usar el indicador del CEPCI, que es de acceso público, para estimar el costo del equipamiento importado de la planta construida a construirse en Argentina. En la medida que se logre conseguir información adecuada, periódicamente, pero no con la frecuencia con que se publica el índice, se tratará de repetir esta comparación. Nota: el CEPCI es una información muy confiable que se viene publicando en la revista Chemical Engineering desde 1959, con base 100 para 1957-59. El Gráfico y la Tabla adjunta muestran las variaciones del Índice CEPCI y el que motiva este comentario, en el período 2005/13, asimismo se muestra el resultado del costo de la planta modelo en Estados Unidos usando uno u otro indicador.

INDICE DE COOSTO DE PPLANTAS

46

S

6

Fu

Fu

F

5101520253035404550

1020304050607080

0

20

40

60

80

100

120

140

uente: IAPG

uente: IAPG

Fuente: CMAI

3,9 3

00000000000

1999 2000

Reserv

3,5 30

0000000000000000

1999 2000

Reserva

P

U$S/BBL

RE

RESE

PRECIO

I

,7 3,8 3,7

0 2001 2002 2

vas

3,8 3,8 3,8

0 2001 2002 2

as

Petróleo WTI

Petróleo

SERVAS Y

ERVAS Y PR

OS INTERNA

3,6 3,4

2003 2004 20

PET

8 4,2 4,4 4

2003 2004 20

Reserva

Gas Natural US

y Gas - Pre

IN

PRODUCCIO

RODUCCION

ACIONALES

3,2 3,2 3

005 2006 2007

Reservas

TROLEO (MM

4,3 4,3 4,

05 2006 2007

as Producció

GAS (Tri

ecios Intern

NDICADOR

ON PETRÓL

N GAS NATU

- PETRÓLEO

3,1 3,1 3,0

7 2008 2009 2

Producción Anual

M M3)

3 4,2 4,0

7 2008 2009 2

ón Anual Pro

M3)

nacionales

RES PETR

LEO

URAL

O Y GAS

0 2,9 3,0 2

2010 2011 20

Producció

3,9 4,1 3

2010 2011 201

oducción Mensual

P

s

ROQUÍMIC

2,7 2,6 2,5

012 2013 2014

ón Mensual

Producción

3,7 3,5 3,4

12 2013 2014

Producción

U$S/MBTU

OS IPA

47

505101520253035404550

4

n

40

10

20

30

40

50

60

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0U

Fuente: Dow

Fuente: BNA

Fuente: IND Nota: Tasa a

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

10%12%

2003 2

%

0,001,002,003,004,005,006,007,008,009,00

Ene

…A

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$Ar

0%5%

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

S

S

w - CEPAL

A - Yahoo Cur

DEC-IPEC acumulada mó

004 2005

ArgentinaGlobalChina

Jul-0

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Jul-0

6O

ct- …

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rg‐Reais/U$

GBA INDEC

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San Luis

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2006 2007

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Jul-0

7O

ct- …

Ene

…A

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$S

IN

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7 2008 200

BrasilEuropa

Jul-0

8O

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Jul-0

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$Arg/US Do

Inflació

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09 2010 20

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Jul-1

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ct- …

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011 2012 2

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Jul-1

1O

ct-…

Ene

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2013 2014

érica Latinaerica del Norte

Ene

…A

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Jul-1

3O

ct- …

Ene

…A

br-…

olar

ro/U$S

OS IPA

48

2015

0,000,100,200,300,400,500,600,700,800,90

Jul-1

4

Fuente: IPA

Fuente: IPA

Fuente: CIQNota: Los prXilenos mez

PVC, PET, U

‐1.000‐800‐600‐400‐200

0200400600800

1.0001.2001.400

2009 1 T

Im

Mi

‐3.000‐2.500‐2.000‐1.500‐1.000‐500

0500

1.0001.5002.0002.5003.0003.5004.000

20091 T

M

92%97

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

400000

450000

200

To

A – INDEC

BA

A - INDEC

TASA

QyP – IPA roductos conszcla, Metanol, Urea, Caucho

2009 2 T

2009 3 T

2009 4 T

mportaciones

Baill U$S

9 2009 2 T

2009 3 T

20094 T

ImportacionMill U$S

%7%86%80%87%96%94%98%

76%

887

05 Ene‐10 Ju

ons

BALANZA C

ALANZA CO

OPERATIVA

siderados paraEstireno, Anh

o SBR

2010 1 T

2010 2 T

2010 3 T

2Exportaciones

lanza Comer

9 2010 1 T

2010 2 T

20103 T

nes ExportacBalanza Co

%

8%78%64%57%66%

87%96%96%95%

88

un‐10 Nov‐10

Tas

IN

COMERCIAL

OMERCIAL

A INDUSTRI

a elaborar estehídrido maleico

2010 4 T

2011 1 T

2011 2 T

2Saldo

rcial ‐ Petroq

0 2010 4 T

2011 1 T

2011 2 T

ciones Saldoomercial ‐M

%8%79%72%

88%75%70%77%

90%97%9

Abr‐11 Sep‐1

sa Operativa

NDICADOR

L PETROQU

MATERIAS

A PETROQU

e indicador soo, Formol, TD

2011 3 T

2011 4 T

2012 1 T

22

químicos

2011 3 T

2011 4 T

2012 1 T

2

Materias Prim

%97%97%93%91%99%94%86%

65%63

7

1 Feb‐12 Jul

Producción

RES PETR

UIMICOS

PRIMAS

UÍMICA

n: Etileno, BeI, HDPE, LDP

2012 2 T

2012 3 T

2012 4 T

201

2012 2 T

2012 3 T

2012 4 T

2

mas  Petroqu

%3%

75%

89%99%88%91%87%90%

95%9

‐12 Dic‐12 M

n Capacid

ROQUÍMIC

nceno, ToluenPE, LLDPE, PP

013 1 T

2013 2 T

2013 3 T

204

2013 1 T

2013 2 T

2013 3 T

24

uímicas

%0%95%

72%

41%

59%

79%

97%99%979

May‐13 Oct‐13

dad 

OS IPA

49

no, P, PS,

013 4 T

2014 1 T

013 4 T

2014 1 T

%7%96%

84%

96%85%95%

0%

20%

40%

60%

80%

100

120

Mar‐14

%

%

%

%

0%

0%