ACERCA DEL CRUDO LORETO
(Setiembre 2015)
LOTE 1 AB
En noviembre de 1971, la empresa estatal Petróleos del Perú (Petroperú) anuncia el hallazgo oficial de petróleo crudo en el yacimiento Trompeteros, ubicado en el Lote 8X en la cuenca del río Corrientes, en territorio Achuar y al año siguiente, un poco más al norte, Occidental Petroleum (Oxy) hizo el hallazgo del yacimiento Capahuari en su Lote original denominado 1A.
En los años siguientes los lotes de Petroperú y Occidental fueron redimensionados: en un nuevo contrato se incorporó al Lote de Oxy que abarcaba una franja paralela a la frontera con Ecuador, entre el río Morona y el Corrientes-, el lote que había tenido Tenneco-Unión, pasando la empresa a controlar el llamado Lote 1AB.
El Lote 1AB se encuentra ubicado en la región norte de la Amazonía Peruana y comprende un área de aproximadamente 4 900 Km2 de extensión. El Lote 1AB se ubica en las provincias de Loreto y Datem del Marañón, cerca de la frontera con Ecuador.
El 01 de junio de 1996, PetroPerú S.A y Occidental Peruana Inc., celebran contrato de servicios para la producción de hidrocarburos en el Lote 1-AB (aprobado por DS N°024-96-EM).
El 08 de mayo del 2000, PetroPerú S.A, Occidental Peruana Inc. y Pluspetrol Perú Corporation, sucursal Perú, celebran la cesión de posición contractual en el contrato de servicios del Lote 1AB (DS N°007-2000-EM). En dicha cesión Occidental Peruana Inc., cedió el total de su participación del Lote 1-AB a favor de la empresa Pluspetrol Perú Corporation., sucursal Perú.
El 24 de mayo de 2001, se modifica el contrato de servicios y se adecua al contrato de Licencia.
Con fecha 11 de marzo de 2002, la empresa Pluspetrol Perú Corporation, a través de una escisión parcial, transfiere a la nueva sociedad PlusPetrol Norte S.A., los contratos de Licencia de los Lotes 8, 1-AB y XII.
VALORACION DE CRUDO
En el Lote 1AB, se produce el crudo Loreto que es en realidad una mezcla de crudos livianos y pesados. En alguna oportunidad el Crudo Loreto llego a tenEr más de 28 API. Hace varios años en un crudo con las siguientes características: API 18, % Azufre 1.2 %.
La calidad y por lo tanto el precio de un crudo cualquiera es función entre otros de la calidad del crudo, expresada en términos de su assay (Ver propiedades del petróleo crudo) o análisis TBP.
(Setiembre 2015)
LOTE 1 AB
En noviembre de 1971, la empresa estatal Petróleos del Perú (Petroperú) anuncia el hallazgo oficial de petróleo crudo en el yacimiento Trompeteros, ubicado en el Lote 8X en la cuenca del río Corrientes, en territorio Achuar y al año siguiente, un poco más al norte, Occidental Petroleum (Oxy) hizo el hallazgo del yacimiento Capahuari en su Lote original denominado 1A.
En los años siguientes los lotes de Petroperú y Occidental fueron redimensionados: en un nuevo contrato se incorporó al Lote de Oxy que abarcaba una franja paralela a la frontera con Ecuador, entre el río Morona y el Corrientes-, el lote que había tenido Tenneco-Unión, pasando la empresa a controlar el llamado Lote 1AB.
El Lote 1AB se encuentra ubicado en la región norte de la Amazonía Peruana y comprende un área de aproximadamente 4 900 Km2 de extensión. El Lote 1AB se ubica en las provincias de Loreto y Datem del Marañón, cerca de la frontera con Ecuador.
El 01 de junio de 1996, PetroPerú S.A y Occidental Peruana Inc., celebran contrato de servicios para la producción de hidrocarburos en el Lote 1-AB (aprobado por DS N°024-96-EM).
El 08 de mayo del 2000, PetroPerú S.A, Occidental Peruana Inc. y Pluspetrol Perú Corporation, sucursal Perú, celebran la cesión de posición contractual en el contrato de servicios del Lote 1AB (DS N°007-2000-EM). En dicha cesión Occidental Peruana Inc., cedió el total de su participación del Lote 1-AB a favor de la empresa Pluspetrol Perú Corporation., sucursal Perú.
El 24 de mayo de 2001, se modifica el contrato de servicios y se adecua al contrato de Licencia.
Con fecha 11 de marzo de 2002, la empresa Pluspetrol Perú Corporation, a través de una escisión parcial, transfiere a la nueva sociedad PlusPetrol Norte S.A., los contratos de Licencia de los Lotes 8, 1-AB y XII.
VALORACION DE CRUDO
En el Lote 1AB, se produce el crudo Loreto que es en realidad una mezcla de crudos livianos y pesados. En alguna oportunidad el Crudo Loreto llego a tenEr más de 28 API. Hace varios años en un crudo con las siguientes características: API 18, % Azufre 1.2 %.
La calidad y por lo tanto el precio de un crudo cualquiera es función entre otros de la calidad del crudo, expresada en términos de su assay (Ver propiedades del petróleo crudo) o análisis TBP.
También es función del tipo de refinería que la procesa y del mercado al cual se dirigen los productos refinados. Veamos cada caso.
Se puede definir que el valor de un crudo para una refinería específica es función de la demanda que debe cubrir con los rendimientos de un crudo en particular empleando una tecnología específica (Refinería de Topping, Refinería de Cracking, Refinería del Alta complejidad- Coking).
Así en la figura siguiente se observa que las demandas no son iguales en los diversos mercados internaciones y países específicos:
Se puede definir que el valor de un crudo para una refinería específica es función de la demanda que debe cubrir con los rendimientos de un crudo en particular empleando una tecnología específica (Refinería de Topping, Refinería de Cracking, Refinería del Alta complejidad- Coking).
Así en la figura siguiente se observa que las demandas no son iguales en los diversos mercados internaciones y países específicos:
En la figura de observa que un Crudo Arabe Ligero que produce en una destilación TBP 20 % de gasolinas motor, 40% de destilados medios (Turbo y Diesel) y 40 % de fuel oil (petróleos residuales) no podría satisfacer la demanda de ninguno de los mercados allí mostrados.
También existen diferencias entre las calidades del crudo y las especificaciones de los productos como se muestra en la figura siguiente
También existen diferencias entre las calidades del crudo y las especificaciones de los productos como se muestra en la figura siguiente
Se observa, por ejemplo, que el destilado que corresponde a la fracción del Diesel en la TBP (Ver propiedades del petróleo crudo) tiene un contenido de azufre mayor al 1% en peso mientras que la refinería del ejemplo quiere producir diesel con menos de 5000 ppm (0.5%). Esto se corrige con tecnología, como ocurre actualmente en el Perú, donde se ha propuesto limpiar el diesel (reducir su contenido de azufre a menos de 50 ppm) hidrodesulfurizándolo.
El otro factor es la tecnología. Así, en general existen tres tipos de Refinerías:
Topping: Son las más simples, corresponden a refinerías similares a la Refinería Conchán. El rendimiento de sus productos es muy similar al rendimiento de la TBP.
Hydroskimming.- Son refinerías como la de Conchán (Destilación primaria y destilación a vacío) a la que se agrega una Reformadora para poder tener octanos baratos y poder preparar gasolinas de 90 y 95 octanos.
Refinerías de Craqueo. Son refinerías parecidas a la actual Refinería Talara (Destilación primaria, destilación al vacío y Craqueo Catalítico Fluido). Dan mejor conversión y convierten los gasóleos de vacío en GLP, gasolina, diesel y diluyente para los residuales.
También pueden ser parecidas a la actual Refinería La Pampilla (Destilación primaria, destilación a vacío, Reformado Catalítico, Craqueo catalítico Fluido y Visco -reducción para mejorar la calidad de los residuales). Conceptualmente crean un poco más de valor que las refinerías anteriores.
Refinerías de Alta Conversión. En Estados Unidos y en la futura Refinería Talara se contempla además de mejora de octanaje de gasolinas (Reformado Catalítico, Craqueo Catalítico Fluido), el Coqueo del residual, es decir en el craqueo térmico de los residuales convirtiéndolo en gas combustible diesel y gasolina eliminado a voluntad la producción de residuales). Conceptualmente estas refinerías agregan mayor valor que las otras refinerías.
Finalmente los productos refinados obtenidos del crudo hay que monetizarlos en un mercado específico (Los precios delos combustibles varían según los mercados: USGC, ARA, USWC, etc.)
Por este motivo se habla que el valor de los productos de una refinería específica (en economía de la refinación no se puede hablar en términos generales) representa el valor del Barril de un crudo refinado, en términos de su rendimiento en productos, bajo un determinado esquema de refinación.
Esto se muestra a continuación.
El otro factor es la tecnología. Así, en general existen tres tipos de Refinerías:
Topping: Son las más simples, corresponden a refinerías similares a la Refinería Conchán. El rendimiento de sus productos es muy similar al rendimiento de la TBP.
Hydroskimming.- Son refinerías como la de Conchán (Destilación primaria y destilación a vacío) a la que se agrega una Reformadora para poder tener octanos baratos y poder preparar gasolinas de 90 y 95 octanos.
Refinerías de Craqueo. Son refinerías parecidas a la actual Refinería Talara (Destilación primaria, destilación al vacío y Craqueo Catalítico Fluido). Dan mejor conversión y convierten los gasóleos de vacío en GLP, gasolina, diesel y diluyente para los residuales.
También pueden ser parecidas a la actual Refinería La Pampilla (Destilación primaria, destilación a vacío, Reformado Catalítico, Craqueo catalítico Fluido y Visco -reducción para mejorar la calidad de los residuales). Conceptualmente crean un poco más de valor que las refinerías anteriores.
Refinerías de Alta Conversión. En Estados Unidos y en la futura Refinería Talara se contempla además de mejora de octanaje de gasolinas (Reformado Catalítico, Craqueo Catalítico Fluido), el Coqueo del residual, es decir en el craqueo térmico de los residuales convirtiéndolo en gas combustible diesel y gasolina eliminado a voluntad la producción de residuales). Conceptualmente estas refinerías agregan mayor valor que las otras refinerías.
Finalmente los productos refinados obtenidos del crudo hay que monetizarlos en un mercado específico (Los precios delos combustibles varían según los mercados: USGC, ARA, USWC, etc.)
Por este motivo se habla que el valor de los productos de una refinería específica (en economía de la refinación no se puede hablar en términos generales) representa el valor del Barril de un crudo refinado, en términos de su rendimiento en productos, bajo un determinado esquema de refinación.
Esto se muestra a continuación.
Con estos conceptos en mente cada refinería sale, de manera permanente, a buscar comprar crudos.
Por eso se puede afirmar que no hay un precio de un crudo, sino un máximo costo por el crudo que cada refinería puede pagar. Este concepto va a explicar el comportamiento del crudo Loreto que se explicará más adelante.
Así, respecto de la valoración de un crudo se puede indicar que el precio (máximo costo para las refinerías) de un petróleo crudo depende de los siguientes factores:
- Precios de los productos refinados en los mercados de interés por su refinación.
- Calidad del crudo (gravedad, azufre, metales, rendimiento TBP del crudo).
- Tecnología disponible para refinar dicho crudo.
El precio del petróleo crudo no tiene ninguna relación con el costo de extracción del petróleo crudo.
Un crudo en particular se precia contra un Crudo Marcador (WTI, Brent) en algún mercado de referencia (CBE-NYMEX en Nueva York, IPE Londres, etc). Para ello se puede comparar los valores de refinación (valor de productos refinados menos costos variables de operación) o se puede obtener el valor “Netback” del crudo que toma en cuenta el costo del transporte desde el puerto del productor.
Existen diversos procedimientos de evaluación (están fuera del alcance de este artículo): Precio Netback, Precio Quick and Dirty, Selección de un crudo con modelo LP de programación.
Como consecuencia de esto los Márgenes de Refinación (Diferencia entre ingresos y costos de refinación (crudo más costo operativo)) varían según tipo de refinería (tecnología), ubicación geográfica (mercado) y tipo de crudo empleado.
Esto se muestra en la figura siguiente:
Por eso se puede afirmar que no hay un precio de un crudo, sino un máximo costo por el crudo que cada refinería puede pagar. Este concepto va a explicar el comportamiento del crudo Loreto que se explicará más adelante.
Así, respecto de la valoración de un crudo se puede indicar que el precio (máximo costo para las refinerías) de un petróleo crudo depende de los siguientes factores:
- Precios de los productos refinados en los mercados de interés por su refinación.
- Calidad del crudo (gravedad, azufre, metales, rendimiento TBP del crudo).
- Tecnología disponible para refinar dicho crudo.
El precio del petróleo crudo no tiene ninguna relación con el costo de extracción del petróleo crudo.
Un crudo en particular se precia contra un Crudo Marcador (WTI, Brent) en algún mercado de referencia (CBE-NYMEX en Nueva York, IPE Londres, etc). Para ello se puede comparar los valores de refinación (valor de productos refinados menos costos variables de operación) o se puede obtener el valor “Netback” del crudo que toma en cuenta el costo del transporte desde el puerto del productor.
Existen diversos procedimientos de evaluación (están fuera del alcance de este artículo): Precio Netback, Precio Quick and Dirty, Selección de un crudo con modelo LP de programación.
Como consecuencia de esto los Márgenes de Refinación (Diferencia entre ingresos y costos de refinación (crudo más costo operativo)) varían según tipo de refinería (tecnología), ubicación geográfica (mercado) y tipo de crudo empleado.
Esto se muestra en la figura siguiente:
Hay que interpretar con cuidado estas gráficas porque después podrían servir a cada uno para evaluar si era o no conveniente que Petroperú tomara desde ya el Lote 192. (Aquí no se realizará tal análisis).
Aquí se comparan tres casos diferentes.
La gráfica verde claro corresponde al tipo de Refinería para la cual se está desarrollando el PMRT: Refinería de Alta Conversión y complejidad con conversión de fondos (se convierten los residuales) mediante una planta de coqueo retardado (El PMRT considera un flexicoking que es un coqueo en lecho fluidizado que producirá gas combustible de bajo poder calorífico en lugar de coque). Este margen de refinación corresponde a una refinería procesando un Crudo Pesado y Acido de los Estados Unidos y el mercado en el cual coloca sus productos es el Golfo de Estados Unidos. Este tipo de refinerías, en las condiciones de carga de crudo y mercado atendido han tenido en los últimos años los mejores márgenes de refinación.
La gráfica verde oscura corresponde a refinerías en Europa (NWE es el Nor oeste de Europa) con refinerías de cracking (parecidas a Refinería Talara actual, probablemente con Reformadoras para balancear octanos y no tener que importarlos como ahora hace Talara) y procesando crudos ligeros (Tipo Brent) y vendiendo sus productos refinados en Europa.
Estas refinerías durante la primera década del 2000 tuvieron menores márgenes que las refinerías americanas de alta conversión (con coque) pero han mejorado su margen a raíz del fenómeno del shale gas y el shale oil (en algún momento se publicará un post al respecto y su posible efecto en la refinerías peruanas).
Para comparar este margen podría asimilarse a la situación de Refinería Talara con su configuración actual mejorada (al estilo de la Pampilla) con una reformadora y con hidrodesulfurización (para obtener diesel de bajo azufre). El problema es que la producción de crudo liviano local (Crudo ONO) es declinante y no alcanza para la carga de la refinería. Por eso se escogió el modelo del PMRT para que Talara pudiera procesar crudos pesados yvazufrados como las refinerías de Coque del USGC.
Finalmente están las refinerías del Asia con Hidrocraqueo (conversión) y procesando crudos medios ácidos.
Debiera ahora quedar claro que el margen de refinación es una función compleja con un altísimo componente tecnológico e ingenieril y no es campo para economistas sino para los ingenieros.
CRUDO LORETO
Hasta el año 1996, en que la Refinería la Pampilla fue privatizada (Repsol YPF fue el operador del Consorcio que compro la Refinería) el Crudo Loreto mayoritariamente era empleado en dicha Refinería. Al ser un contrato de Servicio no hubo problema en su comercialización en tanto Petroperú era el consumidor del crudo.
Cuando Repsol toma la Refinería La Pampilla era necesario que se le vendiera el crudo a la Refinería La Pampilla y también a Petroperú en tanto estuvieran interesados en comprar el crudo Loreto.
Por ello hacia 1997/1998 Perúpetro (titular y propietario a nombre del Estado del crudo) convocó a una Licitación buscando un agente vendedor para los crudos que manejaba. Ganó el Trader Glencore quien comercializó internacionalmente el crudo Loreto durante varios años.
A medida que Glencore colocaba el crudo en mercados internacionales empezó a disminuir el volumen de crudo Loreto procesado por Refinerías peruanas, eso al mismo tiempo que disminuía la producción de crudo Loreto.
La situación se acentúa cuando Pluspetrol adquiere el contrato de servicios de Occidental.
Luego cuando se cambia el contrato a Licencia, y teóricamente ya no era necesario que Perúpetro continuara empleando a un Agente (Glencore). Lo que pasó es que Glencore, ahora como Trader, siguió haciendo Trading con este crudp durante algunos años más.
Aquí una atingencia, como Petroperú fue incluida en la Ley de Contrataciones del Estado se le hizo bastante complicado adquirir cargamentos spot de crudo Loreto.
A continuación se muestra una tabla donde se indica la producción anual de crudo Loreto y los volúmenes de este crudo procesado por Refinerías peruanas desde 1999 hasta el año 2014.
Aquí se comparan tres casos diferentes.
La gráfica verde claro corresponde al tipo de Refinería para la cual se está desarrollando el PMRT: Refinería de Alta Conversión y complejidad con conversión de fondos (se convierten los residuales) mediante una planta de coqueo retardado (El PMRT considera un flexicoking que es un coqueo en lecho fluidizado que producirá gas combustible de bajo poder calorífico en lugar de coque). Este margen de refinación corresponde a una refinería procesando un Crudo Pesado y Acido de los Estados Unidos y el mercado en el cual coloca sus productos es el Golfo de Estados Unidos. Este tipo de refinerías, en las condiciones de carga de crudo y mercado atendido han tenido en los últimos años los mejores márgenes de refinación.
La gráfica verde oscura corresponde a refinerías en Europa (NWE es el Nor oeste de Europa) con refinerías de cracking (parecidas a Refinería Talara actual, probablemente con Reformadoras para balancear octanos y no tener que importarlos como ahora hace Talara) y procesando crudos ligeros (Tipo Brent) y vendiendo sus productos refinados en Europa.
Estas refinerías durante la primera década del 2000 tuvieron menores márgenes que las refinerías americanas de alta conversión (con coque) pero han mejorado su margen a raíz del fenómeno del shale gas y el shale oil (en algún momento se publicará un post al respecto y su posible efecto en la refinerías peruanas).
Para comparar este margen podría asimilarse a la situación de Refinería Talara con su configuración actual mejorada (al estilo de la Pampilla) con una reformadora y con hidrodesulfurización (para obtener diesel de bajo azufre). El problema es que la producción de crudo liviano local (Crudo ONO) es declinante y no alcanza para la carga de la refinería. Por eso se escogió el modelo del PMRT para que Talara pudiera procesar crudos pesados yvazufrados como las refinerías de Coque del USGC.
Finalmente están las refinerías del Asia con Hidrocraqueo (conversión) y procesando crudos medios ácidos.
Debiera ahora quedar claro que el margen de refinación es una función compleja con un altísimo componente tecnológico e ingenieril y no es campo para economistas sino para los ingenieros.
CRUDO LORETO
Hasta el año 1996, en que la Refinería la Pampilla fue privatizada (Repsol YPF fue el operador del Consorcio que compro la Refinería) el Crudo Loreto mayoritariamente era empleado en dicha Refinería. Al ser un contrato de Servicio no hubo problema en su comercialización en tanto Petroperú era el consumidor del crudo.
Cuando Repsol toma la Refinería La Pampilla era necesario que se le vendiera el crudo a la Refinería La Pampilla y también a Petroperú en tanto estuvieran interesados en comprar el crudo Loreto.
Por ello hacia 1997/1998 Perúpetro (titular y propietario a nombre del Estado del crudo) convocó a una Licitación buscando un agente vendedor para los crudos que manejaba. Ganó el Trader Glencore quien comercializó internacionalmente el crudo Loreto durante varios años.
A medida que Glencore colocaba el crudo en mercados internacionales empezó a disminuir el volumen de crudo Loreto procesado por Refinerías peruanas, eso al mismo tiempo que disminuía la producción de crudo Loreto.
La situación se acentúa cuando Pluspetrol adquiere el contrato de servicios de Occidental.
Luego cuando se cambia el contrato a Licencia, y teóricamente ya no era necesario que Perúpetro continuara empleando a un Agente (Glencore). Lo que pasó es que Glencore, ahora como Trader, siguió haciendo Trading con este crudp durante algunos años más.
Aquí una atingencia, como Petroperú fue incluida en la Ley de Contrataciones del Estado se le hizo bastante complicado adquirir cargamentos spot de crudo Loreto.
A continuación se muestra una tabla donde se indica la producción anual de crudo Loreto y los volúmenes de este crudo procesado por Refinerías peruanas desde 1999 hasta el año 2014.
La pregunta ahora es porque aumentó la exportación de crudo Loreto y disminuyó la venta local del mismo.
En la siguiente gráfica se observa los precios de las exportaciones de crudo Loreto para el período 2012- 2015.
En la siguiente gráfica se observa los precios de las exportaciones de crudo Loreto para el período 2012- 2015.
Se observa claramente que Pluspetrol obtuvo precios por encima del WTI, pero esto no dice mucho ya que fue causado por los problemas del WTI en Cushing Oklahoma y la falta de salida de los nuevos crudo de Norteamérica hacia la refinerías del Golfo de Estados Unidos.
Mejor se observa la siguiente gráfica donde se muestran las exportaciones de crudo Loreto como % del Brent:
Mejor se observa la siguiente gráfica donde se muestran las exportaciones de crudo Loreto como % del Brent:
Dejando de lado muchos valores que están afectados por la volatilidad en los precios (La gráfica es simple muestra precio crudo/precio Brent en el día más cercano a la fecha de exportación). Por lo tanto ignora el hecho que en las compra venta de crudos se emplean fórmulas que implican períodos de varios días justamente para disminuir la volatilidad).
Se puede concluir de manera muy gruesa que Pluspetrol logró colocar el crudo Loreto a valores FOB Bayovar equivalente al 90% de precio de Brent.
Este buen precio es lo que seguramente alentó una cada vez mayor exportación del Crudo Loreto y una cada vez menor utilización del referido crudo por las Refinerías peruanas.
Un punto adicional que se observa, es que Refinería el Milagro empezó a procesar crudo Loreto a partir del año 2014. Esto es no tiene ningún sentido técnico ya que esta Refinería, independiente de quien sea el dueño del Lote 8, se conceptuó para emplear el crudo Mayna en su viaje hacia Bayovar para ser exportado. Ahora se observa que se exporta crudo Mayna y que Refinería el Milagro consume un crudo más pesado y con mayor contenido de azufre.
NOTAS FINALES
Para acabar este comentario, observar la siguiente Tabla:
Se puede concluir de manera muy gruesa que Pluspetrol logró colocar el crudo Loreto a valores FOB Bayovar equivalente al 90% de precio de Brent.
Este buen precio es lo que seguramente alentó una cada vez mayor exportación del Crudo Loreto y una cada vez menor utilización del referido crudo por las Refinerías peruanas.
Un punto adicional que se observa, es que Refinería el Milagro empezó a procesar crudo Loreto a partir del año 2014. Esto es no tiene ningún sentido técnico ya que esta Refinería, independiente de quien sea el dueño del Lote 8, se conceptuó para emplear el crudo Mayna en su viaje hacia Bayovar para ser exportado. Ahora se observa que se exporta crudo Mayna y que Refinería el Milagro consume un crudo más pesado y con mayor contenido de azufre.
NOTAS FINALES
Para acabar este comentario, observar la siguiente Tabla:
Se observa que el Perú importa enormes cantidades de crudo Ecuatoriano Oriente y en menor cantidad Napo. ¿Por qué ocurre esto: Se exporta crudo Loreto y se importa crudo Oriente?
La respuesta podría estar en la composición TBP del crudo Loreto y del Crudo Oriente.
La respuesta podría estar en la composición TBP del crudo Loreto y del Crudo Oriente.
Ambos crudos tienen rendimientos TBP parecidos:
El VGO una buena parte va a Craqueo Catalítico Fluido (en una Refinería de Conversión media como talara / La Pampilla) donde se convierte en gasolina y GLP. El crudo Loreto tiene mayor contenido de VGO. Los residuales en una refinería como Conchán simplemente toman VGO para hacer petróleos industriales, en la Pampilla tienen visco - reducción que produce algo de gasóleos de visbreaking que se exportan al mismo tiempo que se mejora la viscosidad de los residuales de exportación.
Los residuales del crudo Oriente tienen mayor azufre que el del Loreto. El crudo Oriente si produce mayor cantidad de destilados medios. Todo esto debe evaluarse económicamente para ver porque ha ocurrido que en Perú se exporte el crudo Loreto y se importe el Oriente y el Napo. Además habría que evaluar que pasaba si Petroperú tomaba la producción de Lote 1Ab sin tener el PMRT terminado con su conversión de Flexicocking. ¿Hubiera tenido que seguir exportando crudo Loreto e importando crudo Oriente? o ¿podía haberlo refinado optimizando su margen de refinación?.
Finalmente, es una lástima que Petroperú no haya expuesto nada acerca de los estudios que realizó (que deberían tener que ver con la monetización del crudo Loreto y el margen de refinación de Petroperú). Ver presentación del Presidente de Petroperú en la televisión.
El VGO una buena parte va a Craqueo Catalítico Fluido (en una Refinería de Conversión media como talara / La Pampilla) donde se convierte en gasolina y GLP. El crudo Loreto tiene mayor contenido de VGO. Los residuales en una refinería como Conchán simplemente toman VGO para hacer petróleos industriales, en la Pampilla tienen visco - reducción que produce algo de gasóleos de visbreaking que se exportan al mismo tiempo que se mejora la viscosidad de los residuales de exportación.
Los residuales del crudo Oriente tienen mayor azufre que el del Loreto. El crudo Oriente si produce mayor cantidad de destilados medios. Todo esto debe evaluarse económicamente para ver porque ha ocurrido que en Perú se exporte el crudo Loreto y se importe el Oriente y el Napo. Además habría que evaluar que pasaba si Petroperú tomaba la producción de Lote 1Ab sin tener el PMRT terminado con su conversión de Flexicocking. ¿Hubiera tenido que seguir exportando crudo Loreto e importando crudo Oriente? o ¿podía haberlo refinado optimizando su margen de refinación?.
Finalmente, es una lástima que Petroperú no haya expuesto nada acerca de los estudios que realizó (que deberían tener que ver con la monetización del crudo Loreto y el margen de refinación de Petroperú). Ver presentación del Presidente de Petroperú en la televisión.