Boletín N° 79/80

BOLETIN INFORMATIVO IPA
Año 19 – Nro. 79/80 – Diciembre 2015
EDITORIAL
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.
2
ÍNDICE
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
3
SELECCIÓN ARTÍCULOS DE INTERÉS
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.
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SELECCIÓN ARTÍCULOS DE INTERÉS
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)..
5
NOTICIAS LOCALES E INTERNACIONALES
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 ViejaPuesto 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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NOTICIAS LOCALES E INTERNACIONALES
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 20152019.
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 Gaspetroparticipación 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 megacapitalización 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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NOTICIAS LOCALES E INTERNACIONALES
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 RicaAltamira 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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NOTICIAS LOCALES E INTERNACIONALES
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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NOTICIAS LOCALES E INTERNACIONALES
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.
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CALENDARIO DE EVENTOS
Evento
Fecha
Lugar
CWS’s World Shale Oil & Gas
Latin America Summit
2016 a confirmar
Argentina.
Saudi Plastics and Petrochem
2016
18 al 21/1/2016
Riyadh
ArabiaSaudita
2015 SPE International
Polyolefins Conference “Four
Decades of Advancing
Polyolefins Technology"
21 al 24/2/2016
Houston, Texas
EE.UU.
Plastimagen México 2016
8 al 11/3/2016
México DF
México
AFPM 2016 Annual Meeting
13 al 15/3/2016
Dallas, Texas
EE.UU.
31 World Petrochemical
Conference
15-18/3/2016
Houston, Texas
EE.UU.
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
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
junio/2016
Düsseldorf
Alemania
PEPP 2016
th
24 Polyethylene-Polypropylene
Chain Global Technology and
Business Forum
1 al 3/6/2016
Zurich
Suiza
CERI 2016 Petrochemical
Conference
5 al 7/6/2016
Kananaskis, Alberta
Canadá
st
Argentina Shale Gas & Oil
Summit 2016
th
13 Annual Global
Petrochemicals Summit 2016
Organizador/Contacto
CWC Group
www.world-shale.com
Riyadh Exhibitions Company (REC)
www.saudipp.com
SPE - Society of Petroleum Engineers
www.spe-stx.org
E.J. Krause de México
www.plastimagen.com.mx
AFPM - American Fuel & Petrochemical
Manufacturers (Formerly NPRA)
www.afpm.org
IHS
www.ihs.com
World Refining Association
www.wraconferences.com/event
IHS
www.ihs.com
CERI - Canadian EnergyResearchInstitute
www.ceri.ca
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CALENDARIO DE EVENTOS
Evento
Fecha
Lugar
Organizador/Contacto
7y8/6/2016
Milán
Italia
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
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
Colombiaplast - Expoempaque
2016
26 al 30/9/2016
Bogotá
Colombia
Acoplásticos
www.colombiaplast.com
1 al 5/10/2016
Budapest
Hungría
TheEuropeanPetrochemicalAssociation
www.epca.eu
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
46 World Chemistry Congress
(IUAPC – 2017)
9 al 14/7/2017
San Pablo
Brasil
Interplas 2017
26 al 28/9/2017
Birmingham
Reino Unido
Plast 2017
26 al 30/9/2017
Milán
Italia
WCCE 10
th
10 World Congress of Chemical
Engineering
1 al 5/10/2017
Barcelona
España
th
7 Annual International Refining
and Petrochemical Conference
(IPRC)
th
7 Latin American Conference on
Process Safety
th
50 EPCA Annual Meeting
K 2016 International Trade Fair
for Plastics and Rubber
th
HydrocarbonProcessing
www.cvent.com
IBP – Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás
www.ibp.org.br
IUPAC – International Union of Pure and
Applied Chemistry
www.iupac2017.org
www.britishplasticshow.com
PromaplastSrl
www.plastonline.org
WCEC - World Chemical Engineering
Council
12
CALENDARIO DE EVENTOS
2 al 6/10/2017
Barcelona
España
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
Equiplast 2017
Firade Barcelona
www.equiplast.com
13
NOVEDADES
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.
14
NOVEDADES
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.
15
NOVEDADES
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
Consumo bruto de energía térmica
Recuperación de energía
Agua de refrigeración (circulación)
MMKcal/hr
3,82
3,12
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.
16
NOVEDADES
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
Precio Benceno
Precio Propileno (100%)
Pureza Propileno comprado
Precio Hidrogeno (100%)
Precio venta Acetona
Precio Gas Natural
Precio Vapor
SERVICIO
800
€/Tm
1.000
€/Tm
82%
%wt
2500
€/Tm
770
€/Tm
30
€/MWH
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.
17
NOVEDADES
-
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.
Coste de Producción
FENOL =
0,8911
ACETONA =
0,7723
PROPI. RECICLO =
0,7464
* BZ +
* C3= +
72,8
72,8
€/Tm
€/Tm
* C3= +
89,7
€/Tm
Figura 4. Correlaciones para determinar costes de producción
18
NOVEDADES
Costos de producción
Fenol
Acetona
Reciclo
C3 de reciclo
€/Tm
785,71
706,05
701,70
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.
19
NOVEDADES
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
PROJECT + RV (Economic)
PROJECT
IRR (Nominal)
15,1%
IRR (Nominal)
6,2%
NPV
Nominal
4.012
kEUR
NPV Nominal
-1.843 kEUR
7,2 yr from S-U
PayBack Nominal
7,2 yr from S-U PayBack Nomina
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 20122013, 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.
20
NOVEDADES
Figura 5. Precio de la acetona. Fuente: http://www.orbichem.com/
Figura 6. Precio del fenol.Fuente: http://www.orbichem.com/
21
NOVEDADES
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
22
NOVEDADES
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.
23
NOVEDADES
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

BADGER,
2012.
BadgerLicensing
,LLC.
Disponible
en
internet:
http://www.badgerlicensing.com/TechServices_PC_Cumene.html. Consultada el 02 de
octubre del 2014.

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
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 /aromaticsderivatives/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.ConsejoColombiano-Seguridad.pdf. Consultada el 04 de octubre del 2014.

Newnam Donald G, (2004). Engineering Economic Analysis. Oxford UniversityPress
.Volume 2
internet:

ORBICHEM,2013.http://www.orbichem.com/userfiles/CNF%20Samples/act_13_11.p
df. Consultada el 03 de junio del 2015.
24
NOVEDADES
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.
25
NOVEDADES
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.
26
NOVEDADES
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
27
NOVEDADES
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
peso molecular PIB
densidad
viscosidad
cinemática a 100°C
punto de
inflamabilidad
acidez libre
basicidad libre
N%
método
unidad
kg/m3
PIB
950-1000
880 a 900
PIBSA
950-1000
900 a 980
PIBSI
950-1000
890 a 935
ASTM D1298
ASTM D445
mm2/s
105 a 115
70 a 100
130 a 180
ASTM D92
°C
> 180
> 180
> 180
ASTM D664
ASTM D2896
ASTM 3228
mg KOH/g
mg KOH/g
% wt
n/a
n/a
n/a
80
n/a
n/a
n/a
15 a 30
1,20 a 1,35
28
NOVEDADES
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
29
NOVEDADES
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:
30
NOVEDADES
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
31
NOVEDADES
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.
32
NOVEDADES
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.
33
NOVEDADES
34
NOVEDADES
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
Instalación de equipamiento
Instrumental y controles (instalados)
Tuberías (instaladas)
Sistema eléctrico (instalado)
Edificios (incluidos los servicios)
Mejoras del terreno
Área de mantenimiento (instalada)
Total de Costos Directos
Costos indirectos
Ingeniería y supervisión
Costos de construcción
Costos legales
Servicio de construcción
Contingencias
Total de Costos Indirectos
1
0,47
0,36
0,68
0,11
0,18
0,1
0,7
3,6
0,33
0,41
0,4
0,22
0,44
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:
35
NOVEDADES
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
reactor de acero inox.,
calefaccionado
tanque de acero
inoxidable
tanque de acero inox.
sin agitación
reactor vidriado,
calefaccionado
condensador
columna de absorción
de vidrio
bomba de acero
inoxidable
DDP,
La Plata
unidades en
planta
cantidad
total
$ 179.448
A1, R2, R3, R4,
R5, R6
6
$ 1.076.690
$ 37.105
A2
1
$ 37.105
$ 13.965
N, S
2
$ 27.930
$ 49.427
R1
1
$ 49.427
$ 181.260
C
1
$ 181.260
$ 57.606
T
1
$ 57.606
$ 5.453
B
2
$ 10.905
36
NOVEDADES
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.
37
NOVEDADES
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
38
NOVEDADES
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.
39
NOVEDADES
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%.
40
NOVEDADES
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%.
41
NOVEDADES
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.
42
NOVEDADES


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.
43
NOVEDADES
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.
44
IPA ACTIVIDADES
45
IPA ACTIVIDADES
46
IPA ACTIVIDADES
-
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:
Vicepresidente 1º:
Vicepresidente 2º:
Secretario:
Prosecretario:
Tesorero:
Protesorero:
Ing. Ignacio Pablo Millán
Ing. Andrés Oscar Soto
Ing. Ariel Stolar
Lic. Emilio Santiago Nager
Ing. Marcelo Andrés Fermepín
Dr. Orlando Angel Martínez
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
47
INDICE DE COSTO DE PLANTAS
ÍNDICE IPA DE COSTOS DE PLANTAS PETROQUÍMICAS
Este índice mide la variación del costo en dólares de una planta de etileno de 500.000 t/a de
capacidad instalada en Argentina.
Dic.-05
Dic.-06
Dic.-07
Sep.-08
Sep.-09
116,7
136,7
159,3
153,4
May
Ago-11
/julio-10
160,6
183,5
Ago-12
Oct-13
Ago.14
Ago.15
216,6
215,7
229,0
216,6
Índice general
100
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
*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.
48
INDICE DE COSTO DE PLANTAS
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$)
Ago. 2014(MMUS$)
Costo en
Argentina
BatteryLimits
530
618,4
724,0
844,2
813
851,0
1034,8
1147,7
1148,1
1143,1
Off-Sites
259,7
303,0
354,8
413,7
398
417,0
507,0
562,4
562,6
560,1
Total Final
789,7
921,4
1078,7
1257,9
1212
1268,0
1541,8
1710,1
1710,6
1703,2
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$)
Battery limits
560
598,5
618,6
675,7
602
655,8
705,6
684,4
663,8
Ago. 2015 (MMUS$)
Costo en
Argentina
Nueva
información
costos
EE.UU
Revisado por
otra fuente
Costo en USA (Golfo)
1213,9
594,8
1808,8
Nueva
información
costos
EE.UU
revisado por
otra fuente
Costo en USA (Golfo)
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).
49
INDICE DE COSTO DE PLANTAS
240,0
2,00
220,0
1,84
1,80
1,73
1,68 1,66
200,0
1,69
1,60
180,0
1,44
1,50 1,48
1,47
1,35
160,0
1,41
1,39 1,41
Evoluc.Costo Argentino en U$
1,40
1,38
1,30
1,25
1,20
1,17
140,0
1,03
120,0
1,00
0,95
100,0
Comparación costo Arg. Vs USA según CEPCI
Comparación en Base a Nueva Inform. USA
Jul‐15
Feb‐15
Sep‐14
Abr‐14
Jun‐13
Nov‐13
Ene‐13
Ago‐12
Oct‐11
Mar‐12
May‐11
Jul‐10
Dic‐10
Feb‐10
Abr‐09
Sep‐09
Jun‐08
Nov‐08
Ene‐08
Ago‐07
Oct‐06
Mar‐07
Dic‐05
May‐06
0,80
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.
50
INDICE DE COSTO DE PLANTAS
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.
180
160
140
120
100
Nueva Información USA CEPCI (USA)
80
60
40
20
0
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012 Mar‐13 Ago‐13 Ago‐14 Ago‐15
51
INDICE DE COSTO DE PLANTAS
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.
52
INDICADORES PETROQUÍMICOS IPA
RESERVAS Y PRODUCCION PETRÓLEO
PETROLEO (MM M3)
Reservas
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Reservas
Producción Anual
Producción
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
Producción Mensual
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
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Fuente: IAPG
RESERVAS Y PRODUCCION GAS NATURAL
800
GAS (Tri M3)
Reservas
Reservas
Producción Anual
Producción
60
Producción Mensual
700
50
600
40
500
400
30
300
20
200
100
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 10
0
0
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Fuente: IAPG
PRECIOS INTERNACIONALES- PETRÓLEO Y GAS
140
14,0
U$S/BB
120
100
U$S/MBTU
Petróleo y Gas - Precios Internacionales
Petróleo WTI
12,0
10,0
Gas Natural US
80
8,0
60
6,0
40
4,0
20
2,0
0
0,0
Fuente: CMAI
INDICADORES PETROQUÍMICOS IPA
PBI
Argentina
Global
%
12%
10%
8%
6%
4%
2%
0%
-2%
-4%
Brasil
Europa
América Latina
America del Norte
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Fuente: Dow- CEPAL
PARIDAD DÓLAR
Euro/U$S
$Arg‐Reais/U$S
12,00
1,00
10,00
0,80
8,00
0,60
6,00
0,40
4,00
0,20
2,00
Reais/US dolar
$Arg/US Dolar
Euros/US dolar
ene-05
abr-05
jul-05
oct-05
ene-06
abr-06
jul-06
oct-06
ene-07
abr-07
jul-07
oct-07
ene-08
abr-08
jul-08
oct-08
ene-09
abr-09
jul-09
oct-09
ene-10
abr-10
jul-10
oct-10
ene-11
abr-11
jul-11
oct-11
ene-12
abr-12
jul-12
oct-12
ene-13
abr-13
jul-13
oct-13
ene-14
abr-14
jul-14
oct-14
ene-15
abr-15
jul-15
oct-15
0,00
Fuente: BNA- YahooCurrency
IPC
Inflación
50%
45%
40%
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
GBA INDEC
Santa Fe
San Luis
Fuente: INDEC-IPEC
Nota: Tasa acumulada móvil de los 12 últimos meses
0,00
INDICADORES PETROQUÍMICOS IPA
BALANZA COMERCIAL PETROQUIMICOS
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0
‐200
‐400
‐600
‐800
‐1.000
Balanza Comercial ‐ Petroquímicos
Mill U$S
Importaciones
Exportaciones
Saldo
Fuente: IPA - INDEC
BALANZA COMERCIAL MATERIAS PRIMAS
4.000
3.500
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
‐500
‐1.000
‐1.500
‐2.000
‐2.500
‐3.000
Mill U$S
Balanza Comercial ‐ Materias Primas Petroquímicas
Importaciones
Exportaciones
Saldo
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