EL PMRT: Todo lo que usted quería saber y SI NOS ATREVIMOS
a preguntar.
PARTE I
Por Jaime Santillana y Julia Salinas de Santillana
Ingenieros Químicos (UNI-Perú) M.S.in ChE (University of Wisconsin Madison y University of Illinois at Urbana Champaigne)
www.ssecoconsulting.co
INTRODUCCION
Los días 27 y 28 de mayo, 2019 se realizó en Lima el denominado Perú Energía 2019: Innovación en una Industria que Transforma un País.
En dicho evento el presidente de Petroperú economista Carlos Paredes presentó la ponencia programada como Avances en el proyecto de Modernización de la Refinería de Talara y los Planes de Petroperú.
Sin embargo, la presentación del economista Carlos Paredes tuvo por título: EL PMRT: Todo lo que usted quería saber y no se atrevió a preguntar…
Los días 27 y 28 de mayo, 2019 se realizó en Lima el denominado Perú Energía 2019: Innovación en una Industria que Transforma un País.
En dicho evento el presidente de Petroperú economista Carlos Paredes presentó la ponencia programada como Avances en el proyecto de Modernización de la Refinería de Talara y los Planes de Petroperú.
Sin embargo, la presentación del economista Carlos Paredes tuvo por título: EL PMRT: Todo lo que usted quería saber y no se atrevió a preguntar…
os autores si han tenido una ya larga relación epistolar con Petroperú sin que este haya nunca respondido a las preguntas o inquietudes que se han realizado a lo largo de ya varios años.
Desde el año 2014 se han venido publicando diferentes artículos/posts/ comentarios sobre el PMRT:
Desde el año 2014 se han venido publicando diferentes artículos/posts/ comentarios sobre el PMRT:
- ¿Cómo serán las Refinerías en el Perú? Ver http://www.ssecoconsulting.com/como-seraacuten-las-refinerias-modernizadas-en-el-peru.html, En este post se explicó el proceso de Modernización de Refinería Talara que está a cargo de PETROPERÚ.
- “Nuevos Proyectos Estatales para la Puesta en Valor de los Hidrocarburos en Perú, Ecuador y Bolivia”, ver http://www.ssecoconsulting.com/proyectos-estatales-puesta-en-valor-de-hidrocarburos-peruacute-ecuador-bolivia.html; en este post se comentó la intensa actividad estatal en la industria de hidrocarburos, especialmente en su puesta en valor, en Ecuador y Bolivia y también en el Perú (aunque aquí es mayor el impulso a la actividad privada) que se está traduciendo en proyectos emblemáticos
- “Modernización de Refinerías Estatales”, ver http://www.ssecoconsulting.com/modernizacion-refineriacuteas-estatales-peruacute.html. Allí se comentó un artículo de Juan Mendoza donde se afirmó que “ Talara será un elefante blanco. El proyecto consiste en ampliar la capacidad de la refinería a 95,000 barriles diarios de petróleo (bpd). La producción nacional de petróleo fue de 58,000 bpd en el 2015, y, en pocos meses, La Pampilla podrá refinar 100,000 bpd. ¿Por qué gastamos entonces 3,500 millones de dólares de dinero público en una refinería que no necesitamos? Después del análisis se termino comentando que “Como se observa este valor de 3,453 millones de dólares es muy cercano a los 3,500 millones de dólares informado por Petroperú. De cualquier manera este también es un valor aproximado. El tema es la no aplicación de los conceptos de ingeniería química cuando como economista se realizan cálculos y comentarios técnicos sobre economía de la refinación.”
- Análisis de Inversiones en Proyectos Complejos de Procesamiento de Hidrocarburos - Caso del PMRT, ver http://www.ssecoconsulting.com/analisis-inversiones-proyectos-complejos---caso-pmrt.html. Allí se trató, entre otros, el tema de los Economistas y el PMRT. Se analizó en dicho artículo del año 2016 los comentarios de diversos economistas formadores de opinión
En dicho artículo empleando reglas simples de diseño de plantas para ingeniería químicas se compararon los costos de inversión de varias refinerías y se presentó la siguiente tabla.
Se encontró que un valor de 3,500 millones de dólares era razonable para el PMRT.
Se concluyó el artículo afirmando
Al analizar la data publicada no se encuentra mayor desviación en los costos del PMRT
RECOMENDACIÓN.- Los ingenieros químicos debemos participar en los debates públicos de asuntos de nuestra profesión, incluyendo economía de procesos.
Estos no son los únicos comentarios que ha preparado los autores y como se verá en el artículo, ellos si se han atrevido a preguntar como ingenieros químicos lo que otros (Petroperú) aún no responden.
La presentación del economista Paredes es buena en el sentido que finalmente da parte de la información que la comunidad académica y profesional (stakeholders) había venido reclamando.
EL COSTO DE INVERSION DEL PMRT: LO MAS PUBLICITADO POR LOS PERIODICOS
Cómo suele ocurrir, los medios escogen uno más tópicos de este tipo de presentaciones y sobre eso realizan sus publicaciones y suscitan comentarios de los formadores de opinión.
En junio del 2019 el tema principal fue el costo del PMRT.
Se concluyó el artículo afirmando
- Sólo se pueden comparar costos de inversión en procesamiento de hidrocarburos con proyectos de complejidad similar.
- Existe el concepto de economía de escala, a medida que aumenta el tamaño disminuye el costo de inversión unitario, pero esto no es lineal sino exponencial.
- Finalmente hay que comparar los proyectos en un mismo año baso. Esto se hace con ayuda de los CEPCI.
Al analizar la data publicada no se encuentra mayor desviación en los costos del PMRT
RECOMENDACIÓN.- Los ingenieros químicos debemos participar en los debates públicos de asuntos de nuestra profesión, incluyendo economía de procesos.
Estos no son los únicos comentarios que ha preparado los autores y como se verá en el artículo, ellos si se han atrevido a preguntar como ingenieros químicos lo que otros (Petroperú) aún no responden.
La presentación del economista Paredes es buena en el sentido que finalmente da parte de la información que la comunidad académica y profesional (stakeholders) había venido reclamando.
EL COSTO DE INVERSION DEL PMRT: LO MAS PUBLICITADO POR LOS PERIODICOS
Cómo suele ocurrir, los medios escogen uno más tópicos de este tipo de presentaciones y sobre eso realizan sus publicaciones y suscitan comentarios de los formadores de opinión.
En junio del 2019 el tema principal fue el costo del PMRT.
El diario el Comercio (https://elcomercio.pe/economia/peru/petro-peru-estima-nuevo-costo-refineria-talara-noticia-639517) reporto que “en el 2013, una consultora, bajo encargo de la empresa estatal Petro-Perú, determinó que el Proyecto de Modernización de la Refinería de Talara (PMRT) costaría US$1.335 millones. Han transcurrido seis años y la inversión ha sufrido diversos cambios hasta superar los US$6.000 millones.
No obstante, el presidente del directorio de Petro-Perú, Carlos Paredes, dio a conocer el nuevo monto de inversión estimado en US$4.692 millones, por encima de los US$4.304 millones estimados en febrero. Esta nueva cifra no considera los costos de financiamiento ni los costos hundidos [aquellos que no pueden ser recuperados] “.
Por su parte Petroperú aclaró en un comunicado el costo estimado en junio del 2019 para el PMRT.
No obstante, el presidente del directorio de Petro-Perú, Carlos Paredes, dio a conocer el nuevo monto de inversión estimado en US$4.692 millones, por encima de los US$4.304 millones estimados en febrero. Esta nueva cifra no considera los costos de financiamiento ni los costos hundidos [aquellos que no pueden ser recuperados] “.
Por su parte Petroperú aclaró en un comunicado el costo estimado en junio del 2019 para el PMRT.
Y la Revista Energía y Minas (http://mineriaenergia.com/presidente-de-petroperu-preciso-que-el-costo-del-pmrt-es-us4700-millones/) publicó el siguiente titular:
Presidente de PETROPERÚ precisó que el costo del PMRT es US$4,700 millones
En la publicación se refiere que “el presidente del Directorio de PETROPERÚ, Dr. Carlos Paredes Lanatta, realizó una exposición en el evento Perú Energía, titulada “El PMRT: Todo lo que usted quería saber y no se atrevía a preguntar”. En el evento estuvo presente el Gerente General de la petrolera estatal, Ing. Esteban Bertarelli Bustamante, así como otros funcionarios de la empresa.
Paredes Lanatta hizo una amplia exposición sobre este importante megaproyecto, precisando que su costo total es de aproximadamente US$ 4,700 millones, sin incluir los intereses de la fase preoperativa. “Desde el punto de vista estrictamente financiero, continuar con el PMRT es la decisión correcta; ya que permite alcanzar una rentabilidad de entre 15 y 20%”, enfatizó””.
Comentarios al Costo del PMRT
Hace varios años, los autores en iii (ver arriba en este artículo) al analizar data del eia para una refinería de alta complejidad Grass roots y compararla con técnicas de diseño de plantas para ingenieros químicos concluyeron que el valor de, 3,500 millones de dólares resultaba razonable para el PMRT.
Luego Petroperú hizo públicos diversos documentos del PMRT, entre ellos el denominado Revisión de alcance y razonabilidad del monto de la inversión del PMRT
(Ver https://www.refineriatalara.com/wp-content/uploads/2018/01/revision-alcance-razonabilidad-inversion-pmrt.pdf) .
El Estudio fechado en junio del 2017, fue realizado por la empresa Arthur D. Little (ADL) y en él se parte indicando que en abril de 2017 la Contraloría General de la República había remitido a Petroperú su Informe de seguimiento y supervisión del PMRT N° 00003-2017-CG/GCIP
En dicho informe identifica potenciales riesgos en el proyecto y recomienda a Petroperú tomar las medidas preventivas pertinentes
En particular realiza un análisis de la evolución de los montos de inversión del PMRT, en el cual afirma que el monto se incrementó de USD 1,335 MM a USD 4,155 MM sin variaciones significativas del alcance del proyecto en cuanto a la naturaleza de la materia prima,
el volumen de refinación y la calidad de los productos finales.
ADL presenta la siguiente tabla de datos
Presidente de PETROPERÚ precisó que el costo del PMRT es US$4,700 millones
En la publicación se refiere que “el presidente del Directorio de PETROPERÚ, Dr. Carlos Paredes Lanatta, realizó una exposición en el evento Perú Energía, titulada “El PMRT: Todo lo que usted quería saber y no se atrevía a preguntar”. En el evento estuvo presente el Gerente General de la petrolera estatal, Ing. Esteban Bertarelli Bustamante, así como otros funcionarios de la empresa.
Paredes Lanatta hizo una amplia exposición sobre este importante megaproyecto, precisando que su costo total es de aproximadamente US$ 4,700 millones, sin incluir los intereses de la fase preoperativa. “Desde el punto de vista estrictamente financiero, continuar con el PMRT es la decisión correcta; ya que permite alcanzar una rentabilidad de entre 15 y 20%”, enfatizó””.
Comentarios al Costo del PMRT
Hace varios años, los autores en iii (ver arriba en este artículo) al analizar data del eia para una refinería de alta complejidad Grass roots y compararla con técnicas de diseño de plantas para ingenieros químicos concluyeron que el valor de, 3,500 millones de dólares resultaba razonable para el PMRT.
Luego Petroperú hizo públicos diversos documentos del PMRT, entre ellos el denominado Revisión de alcance y razonabilidad del monto de la inversión del PMRT
(Ver https://www.refineriatalara.com/wp-content/uploads/2018/01/revision-alcance-razonabilidad-inversion-pmrt.pdf) .
El Estudio fechado en junio del 2017, fue realizado por la empresa Arthur D. Little (ADL) y en él se parte indicando que en abril de 2017 la Contraloría General de la República había remitido a Petroperú su Informe de seguimiento y supervisión del PMRT N° 00003-2017-CG/GCIP
En dicho informe identifica potenciales riesgos en el proyecto y recomienda a Petroperú tomar las medidas preventivas pertinentes
En particular realiza un análisis de la evolución de los montos de inversión del PMRT, en el cual afirma que el monto se incrementó de USD 1,335 MM a USD 4,155 MM sin variaciones significativas del alcance del proyecto en cuanto a la naturaleza de la materia prima,
el volumen de refinación y la calidad de los productos finales.
ADL presenta la siguiente tabla de datos
Nota de los autores.- Para ser consistentes a los 2,892 millones del FEED EPC hay que sumarle los casi 700 millones de dólares de unidades que inicialmente iban a ser privadas y que al final se construyen por Petroperú.
La evaluación a la razonabilidad de los 3,500 millones de dólares del PMRT incluyó estas denominadas unidades auxiliares.
Luego ADL analiza las nuevas inversiones incluyendo financiamiento, que no corresponde en un análisis de costos de inversión (para ver si los montos son razonables o no) y concluye indicando que el monto estimado de 5 ,403 millones de dólares del 2017 como “monto global de inversión del PMRT se presenta razonable, considerando sus particularidades, en relación con proyectos similares”.
También afirma que “ (i) El PMRT presenta un monto de inversión cercano a lo esperable en comparación con proyectos de similar capacidad de destilación y conversión y (ii) los proyectos de refinación en Latinoamérica han presentado altos costos de inversión en la última década.”
Presentan el siguiente gráfico de costos de inversión según complejidad.
La evaluación a la razonabilidad de los 3,500 millones de dólares del PMRT incluyó estas denominadas unidades auxiliares.
Luego ADL analiza las nuevas inversiones incluyendo financiamiento, que no corresponde en un análisis de costos de inversión (para ver si los montos son razonables o no) y concluye indicando que el monto estimado de 5 ,403 millones de dólares del 2017 como “monto global de inversión del PMRT se presenta razonable, considerando sus particularidades, en relación con proyectos similares”.
También afirma que “ (i) El PMRT presenta un monto de inversión cercano a lo esperable en comparación con proyectos de similar capacidad de destilación y conversión y (ii) los proyectos de refinación en Latinoamérica han presentado altos costos de inversión en la última década.”
Presentan el siguiente gráfico de costos de inversión según complejidad.
El valor que corresponde para el PMRT según el gráfico adjunto es de 47,000 USD/ Bx 95,000 B = 4,465, es decir 4,465 millones de dólares para el PMRT que se comparan con los 4,692 millones ya anunciado por el economista Carlos Paredes.
Sería bueno que el economista Paredes explique esta diferencia, si bien menor diferencia al fin, porque además se hace empleando los resultados de ADL. Se debe notar que ADL acompaña a Petroperú desde el año 2008 en este tema.
LA RENTABILIDAD ACTUAL DEL PMRT
Otro tema importante tratado por el presidente actual de Petroperú fue el de la rentabilidad del Proyecto de Modernización de Refinería Talara.
El economista Paredes presentó la evaluación económica con referencia a la Proyección inicial (revisada a mayo 2019) con un Monto de inversión: 4,304 millones de dólares y la Proyección actualizada (mayo 2019) que considera un monto de inversión revisado de 4,692 millones de dólares.
Petroperú obtuvo los siguientes resultados económicos.
Sería bueno que el economista Paredes explique esta diferencia, si bien menor diferencia al fin, porque además se hace empleando los resultados de ADL. Se debe notar que ADL acompaña a Petroperú desde el año 2008 en este tema.
LA RENTABILIDAD ACTUAL DEL PMRT
Otro tema importante tratado por el presidente actual de Petroperú fue el de la rentabilidad del Proyecto de Modernización de Refinería Talara.
El economista Paredes presentó la evaluación económica con referencia a la Proyección inicial (revisada a mayo 2019) con un Monto de inversión: 4,304 millones de dólares y la Proyección actualizada (mayo 2019) que considera un monto de inversión revisado de 4,692 millones de dólares.
Petroperú obtuvo los siguientes resultados económicos.
Comentarios de los Autores
El margen de Refinación es la diferencia entre los ingresos por venta de productos refinados menos los costos de materia prima (margen bruto) y costos operativos (margen neto).
Lo que nos indica este cuadro es que la rentabilidad del PMRT es negativo y como Petroperú es el formador de precios de combustibles en el Perú, esto indica que necesariamente Petroperú va a alejarse del valor numérico de los Precios de Paridad de Importación como son actualmente calculados por Osinergmin (En realidad esto ya ocurre en la actualidad)
Es probable que Petroperú deba acercarse a los Precios de Paridad de Importación calculados por la SNMP (es probable que retire alguno de sus elementos de costos muy discutibles que presenta).
El problema para Petroperú es que a medida que aumente los precios locales, los importadores se verán tentados a aumentar su participación de mercado vía mejores precios a los Distribuidores Mayoristas.
De los productos a ser producidos por Petroperú
Por segunda vez, desde que se inició el PMRT, Petroperú ha hecho público los yields de la nueva Refinería.
Así para una carga de 95,000 barriles por día de petróleo crudo se obtendrán:
5,100 BPD de GLP (Cuyo marcador se cotiza por debajo de los marcadores del crudo)
23,300 BPD gasolinas (Formadores de márgenes de refinación positivos)
44,300 BPD de ULSD (Formadores de márgenes de refinación positivos)
6.000 BPD de Turbo Jet A-1 (Su margen de refinación es inferior al del ULSD).
Petroperú reporta producción por un total de 78,700 BPD.
La diferencia a 95,000 BPD es de 16,300 BPD, Petroperú solo menciona que producirá coque, residuales y asfaltos.
Como el Flexicocking destruye hidrocarburos, se debe informar la pérdida volumétrica por formación de coque.
Más importante aun no se entiende porque teniendo un coqueo fluidizado, el presidente de Petroperú insiste en producir residuales que son destructores del margen de refinación ya que su realización es por debajo del valor del crudo.
Refinería La Pampilla es un productor excedentario de residuales y podría abastecer sin problemas el mercado. Para lograr el margen que repague el PMRT Petroperú debería abandonar la producción de residuales y solo mantenerse en asfaltos, siempre que refinería Conchán no pueda producirlos.
EL PMRT Y LA IMO 2020
Llama la atención que el economista Paredes no haya realizado ninguna mención a la próxima posible aplicación de la IMO 2020 y su efecto en el PMRT. Siendo el economista alejado de la industria de la refinación no tendría por qué conocer este tema.
Hace un tiempo los autores publicaron hasta dos artículos al respecto:
“La IMO, el año 2020, las Refinerías Petróleo y el Perú – I” (Ver https://www.ssecoconsulting.com/la-imo-el-antildeo-2020-las-refineriacuteas-de-petroacuteloe-y-el-peruacute---i.html) en la que se recordaba que la Organización Marítima Internacional (OMI) ha fijado un nuevo límite mundial de contenido de azufre del fueloil (bunker) utilizado en los buques de 0.50% masa/masa (corresponde a 5000 ppm de azufre) a partir del 1 de enero de 2020.
El artículo presentó un resumen del estudio que la empresa Spillwater Associates realizó sobre la evaluación del impacto probable en cada tipo de refinería cuando entre en vigor la Norma 2020 de la OMI.
Dicha empresa, después de analizar los efectos en cada tipo de refinería indicaba que los cambios en los precios del mercado a partir del año 2020 pueden no ser duraderos ya que las industrias de armadores y refinerías se adaptan y optimizan. La adopción de combustibles alternativos como el GNL y el metanol también pueden tener impactos hacia el año 2025 y más allá y esto afectará los márgenes globales de refinación.
A más largo plazo, los refinadores tendrán una decisión difícil sobre si lanzar nuevos proyectos de conversión profunda de destrucción de residual que entrarían en funcionamiento después de que entre en vigor la Norma 2020 de la OMI.
Estos nuevos proyectos probablemente implicarán algo más que la instalación de la capacidad de procesamiento para conversión de residual (por ejemplo, coker, hydrocracker). Las instalaciones auxiliares como la recuperación de azufre, la generación de hidrógeno y el hidro tratamiento adicional probablemente también sean parte de los ámbitos del proyecto.
Para cualquier proyecto importante, 2025 es un marco de tiempo más realista para implementar cualquier proyecto nuevo de destrucción residual que aún no se haya anunciado. Sin embargo, la percepción de la economía de las refinerías para los nuevos proyectos de destrucción residual dependerá en gran medida de la opinión del refinador de cuán agresivamente los armadores instalarán instalaciones alternas en sus flotas.
El despliegue agresivo de la depuración de gases de chimenea podría erosionar en gran medida cualquier incentivo económico para instalar nueva capacidad de conversión por destrucción de residual de la refinería y las instalaciones de procesamiento asociadas.
Luego se publicó “La IMO, el año 2020, las Refinerías Petróleo y el Perú – II”.
En este artículo se informó que, si se hace una búsqueda en Google para la IMO 2020 & Petroperú, Petroecuador o ENAP, se verá que no existe información.
Por comparación este tema ha tenido amplia divulgación en el Sector OIl & Gas a nivel internacional.
Se encontró un artículo relacionado con la IMO 2020 y el Perú titulado “Perú to be short 0.5pc sulphur bunkers in 2020”, publicado en International Shipping News 02/12/2017 (ver https://www.hellenicshippingnews.com/peru-to-be-short-0-5pc-sulphur-bunkers-in-2020/)
El referido artículo, que toma como fuente a Reuters, informó que era posible que Perú no estuviera preparado para satisfacer la demanda de combustible marino de azufre al 0.5% a partir de enero de 2020.
También se informó, en el año 2018, que Petroperú, a pesar de haber escogido correctamente un esquema de conversión profunda que desaparece residuales mantendría hasta la fecha (no hay información en contrario), estableció en el año 2013 un esquema de producción que produciría hasta 8,900 barriles de residual con alto azufre que según se conceptuó hace 5 años se exportarían hacia América del Centro y New York.
Esta situación ya no sería viable para el 2020 un año antes que entre en operación el PMRT.
Petroperú, en la administración del ingeniero Rossel se preocupó, en opinión de los autores inadecuadamente de la calidad EURO VI de los combustibles y se olvidó de definir la posición del PMRT frente a la IMO 2020.
Dicho artículo tuvo como comentarios finales que es la opinión de uno de los autores que la administración de Petroperú constituida por profesionales de carrera, antes del ingreso de profesionales de otras industrias, conceptualizó adecuadamente un esquema de conversión que minimizara la producción de residuales.
El mundo ha cambiado desde el 2014 y la preocupación de la administración anterior (2017) por implantar cambios al PMRT para lograr el EURO VI (que no esta conceptualmente tan equivocado solo que no era necesariamente oportuno) y olvidó algo tan importante como la IMO 2020 hace que el PMRT tenga un fuerte riesgo por cambio de condiciones el mercado externo.
De otro lado, Refinería La Pampilla se encuentra en la condición de una refinería de conversión moderna con alta producción de residuales de alto azufre frente a un mercado internacional que presumiblemente valorara en muy poco estos residuales en un plazo de dos años.
Finalmente es opinión de los autores que sería bueno fuera que esto temas se discutieran en la academia y en el Colegio de Ingenieros del Perú
PD.- Faltaría que se analice el efecto de la IMO 2020 en los márgenes de refinación de la refinarías peruanas para tan solo dentro de dos años,
EL PMRT Y LA EURO VI
Como se acaba de adelantar durante la Presidencia del ingeniero industrial Rossel hubo una excesiva preocupación por la EURO VI y el PMRT.
Los autores realizaron varios artículos al respecto:
“Petroperú Busca Evaluar la Producción de Combustibles Vehiculares que Cumplan las Regulaciones EURO V y EURO VI”. (Ver https://www.ssecoconsulting.com/pmrt-evalua-produccion-diesel-euro-vi.html).
Este artículo se inició con En junio de 2017, el Presidente de Petroperú declaró al diario Gestión (http://gestion.pe/economia/petroperu-cerca-obtener-us-1250-millones-corporacion-espanola-refineria-talara-2193596): “El tercer problema es que se hizo esta refinería con una tecnología que apuntaba al Euro IV. Cuando la refinería esté lista, el Euro IV no será la tecnología de última generación pero estamos haciendo los ajustes para que vaya hacia Euro VI”.
A raíz de dicha noticia pública, los autores publicaron el post PETROPERU Y EL EURO VI (http://www.ssecoconsulting.com/petroperu-y-el-euro-vi.html), en la que se terminó con una nota final que indicaba que las refinerías deben servir a un mercado específico y ellas se están adaptando para una fuertísima reducción desde más de 5,000 ppm hasta 50 en ppm de azufre (99 % reducción) en el caso de Refinería La Pampilla y desde 2,500 hasta 50 ppm de azufre en el diésel en el caso de Refinería Talara (98% de reducción) y el Estado Peruano (Ministerio de Transportes) se apresta a exigir la Norma EURO IV para los vehículos, pero nada exige que las Refinerías gasten en mayores CAPEX para continuar reduciendo el azufre.
Para los entendidos en ingeniería es conocido que el esfuerzo para la reducción del contenido de azufre se vuelve exponencial a medida que se reduce su contenido y pasar desde ahora (sin que exista un mercado de vehículos con un tamaño que lo justifique) a una mayor reducción del contenido de azufre traerá como consecuencia un fuerte aumento en la inversión en el CAPEX de la Planta de hidrógeno y posible cambios en los diseños de los sistemas de retiro de azufre que se están construyendo en Talara.
Es perfectamente lógico suponer que el mercado incremental de vehículos EURO VI será pequeño y que podrá perfectamente ser abastecido por importación sobre todo bajo el entendido que ambas Refinerías (Pampilla y talara) modernizadas no pueden suministrar el total de diésel de bajo azufre que requiere el Perú en el año 2017.
Luego los autores publicaron “Petroperú decidió Producir Diesel y Gasolinas Compatibles con la Norma EURO VI” (Ver http://www.ssecoconsulting.com/petroperu-decidio-producir-diesel-euro-vi.html).
Aparentemente, el tema del EURO VI sólo parece ser importante para el ingeniero Rossell Presidente de Petroperú y a los autores que creen que un cambio de alcance de este tipo debió ser puesto en conocimiento de stakeholders importantes como son el Colegio de Ingenieros de Petroperú y las principales Universidades involucradas en temas de hidrocarburos y energía: La universidad Nacional de Ingeniería (UNI) en su Facultad de Ingeniería Química en su Facultad de Petróleo y Petroquímica y su Facultad de Ingeniería Mecánica, la Universidad Nacional Mayor de San Marcos en su Facultad de Química e Ingeniería Química. También la Universidad Nacional Trujillo en su Facultad de Ingeniería Química, la Universidad Nacional de Piura y la Pontifica Universidad Católica del Perú, entre los principales.
Los autores desconocen si Petroperú ha realizado una presentación ante el Congreso de la República sobre este cambio de Procesos en el PMRT.
No se puede hablar seriamente de sostenibilidad cuando se deja de informar a los stakeholders de decisiones de esta naturaleza que tiene implicaciones para todo el Perú.
Dado que ya se informó de la decisión y aun cuando no se ha publicado las modificaciones de procesos que se piensan realizar se tratará de especular cual podría ser el cambio de esquema de refinación que Petroperú ha decido realizar.
Luego al final del artículo se mencionó que los autores esperan fervientemente que Petroperú haga público su nuevo esquema de procesos y que lo someta a la discusión técnica en Perú, incluyendo la lógica económica y de mercado para haber incluido una inversión adicional.
COMENTARIO FINAL DE LOS AUTORES
Existen otros puntos que pueden ser discutidos de la presentación del economista Carlos Paredes, pero como comentario final se pueden tomar las propias palabras del economista Paredes (Ver http://memorandumeconomico.blogspot.com/2019/06/meras-aves-de-paso.html) donde indica:
“Al final, acepté asumir la presidencia de Petroperú. Sabía que la empresa enfrentaba muchos problemas y que en su casi medio siglo de vida había tenido más de 50 presidentes de directorio.
Durante el primer mes en el puesto, me dediqué de lleno a enfrentar la problemática del Proyecto de Modernización de la Refinería de Talara (PMRT)…. En pocos días, registramos importantes avances sobre temas cruciales con las empresas encargadas de la construcción y puesta en marcha del PMRT.
Al analizar la secuencia de decisiones que llevaron el PMRT a la situación en que se encuentra, se verifica una serie de marchas y contramarchas, que incrementaron innecesariamente su costo y redujeron su eficiencia. Estas se explican en parte por la alta tasa de rotación de los tomadores de decisiones de la empresa. Por ejemplo, entre junio de 2014 (cuando se inició la construcción de la nueva refinería) y la actualidad, se nombraron 8 presidentes del directorio y 6 gerentes generales (duración media: 7.5 y 10 meses, respectivamente). La administración y los trabajadores han aprendido que los presidentes, directores y gerentes generales de la empresa son meras aves de paso. Saben que en relativamente poco tiempo estos se habrán ido y que, con su partida, también se alejarán sus extrañas e incómodas propuestas de cambio.”
Nota de uno de los autores: Extrañas e incómodas propuestas de cambio como incluir el PMO (decenas millones dólares) , el EURO VI (aparentemente más de 11 millones de dólares) , decidir qué Petroperú construyera las Unidades Auxiliares ( 900 millones de inversión adicional para Petroperú), informar que ahora se tratarán de privatizar las unidades auxiliares una vez construidas, determinar que el Gerente del PMRT no provenga de Petroperú ni tenga experiencia en refinación ni en proyectos refineros de clase mundial, jubilar a la mayor parte de ingenieros mayores que debieran estar haciendo coaching a los jóvenes ingenieros en estos años previos al lanzamiento del PMRT.
Salvo opinión en contrario.
JS
El margen de Refinación es la diferencia entre los ingresos por venta de productos refinados menos los costos de materia prima (margen bruto) y costos operativos (margen neto).
Lo que nos indica este cuadro es que la rentabilidad del PMRT es negativo y como Petroperú es el formador de precios de combustibles en el Perú, esto indica que necesariamente Petroperú va a alejarse del valor numérico de los Precios de Paridad de Importación como son actualmente calculados por Osinergmin (En realidad esto ya ocurre en la actualidad)
Es probable que Petroperú deba acercarse a los Precios de Paridad de Importación calculados por la SNMP (es probable que retire alguno de sus elementos de costos muy discutibles que presenta).
El problema para Petroperú es que a medida que aumente los precios locales, los importadores se verán tentados a aumentar su participación de mercado vía mejores precios a los Distribuidores Mayoristas.
De los productos a ser producidos por Petroperú
Por segunda vez, desde que se inició el PMRT, Petroperú ha hecho público los yields de la nueva Refinería.
Así para una carga de 95,000 barriles por día de petróleo crudo se obtendrán:
5,100 BPD de GLP (Cuyo marcador se cotiza por debajo de los marcadores del crudo)
23,300 BPD gasolinas (Formadores de márgenes de refinación positivos)
44,300 BPD de ULSD (Formadores de márgenes de refinación positivos)
6.000 BPD de Turbo Jet A-1 (Su margen de refinación es inferior al del ULSD).
Petroperú reporta producción por un total de 78,700 BPD.
La diferencia a 95,000 BPD es de 16,300 BPD, Petroperú solo menciona que producirá coque, residuales y asfaltos.
Como el Flexicocking destruye hidrocarburos, se debe informar la pérdida volumétrica por formación de coque.
Más importante aun no se entiende porque teniendo un coqueo fluidizado, el presidente de Petroperú insiste en producir residuales que son destructores del margen de refinación ya que su realización es por debajo del valor del crudo.
Refinería La Pampilla es un productor excedentario de residuales y podría abastecer sin problemas el mercado. Para lograr el margen que repague el PMRT Petroperú debería abandonar la producción de residuales y solo mantenerse en asfaltos, siempre que refinería Conchán no pueda producirlos.
EL PMRT Y LA IMO 2020
Llama la atención que el economista Paredes no haya realizado ninguna mención a la próxima posible aplicación de la IMO 2020 y su efecto en el PMRT. Siendo el economista alejado de la industria de la refinación no tendría por qué conocer este tema.
Hace un tiempo los autores publicaron hasta dos artículos al respecto:
“La IMO, el año 2020, las Refinerías Petróleo y el Perú – I” (Ver https://www.ssecoconsulting.com/la-imo-el-antildeo-2020-las-refineriacuteas-de-petroacuteloe-y-el-peruacute---i.html) en la que se recordaba que la Organización Marítima Internacional (OMI) ha fijado un nuevo límite mundial de contenido de azufre del fueloil (bunker) utilizado en los buques de 0.50% masa/masa (corresponde a 5000 ppm de azufre) a partir del 1 de enero de 2020.
El artículo presentó un resumen del estudio que la empresa Spillwater Associates realizó sobre la evaluación del impacto probable en cada tipo de refinería cuando entre en vigor la Norma 2020 de la OMI.
Dicha empresa, después de analizar los efectos en cada tipo de refinería indicaba que los cambios en los precios del mercado a partir del año 2020 pueden no ser duraderos ya que las industrias de armadores y refinerías se adaptan y optimizan. La adopción de combustibles alternativos como el GNL y el metanol también pueden tener impactos hacia el año 2025 y más allá y esto afectará los márgenes globales de refinación.
A más largo plazo, los refinadores tendrán una decisión difícil sobre si lanzar nuevos proyectos de conversión profunda de destrucción de residual que entrarían en funcionamiento después de que entre en vigor la Norma 2020 de la OMI.
Estos nuevos proyectos probablemente implicarán algo más que la instalación de la capacidad de procesamiento para conversión de residual (por ejemplo, coker, hydrocracker). Las instalaciones auxiliares como la recuperación de azufre, la generación de hidrógeno y el hidro tratamiento adicional probablemente también sean parte de los ámbitos del proyecto.
Para cualquier proyecto importante, 2025 es un marco de tiempo más realista para implementar cualquier proyecto nuevo de destrucción residual que aún no se haya anunciado. Sin embargo, la percepción de la economía de las refinerías para los nuevos proyectos de destrucción residual dependerá en gran medida de la opinión del refinador de cuán agresivamente los armadores instalarán instalaciones alternas en sus flotas.
El despliegue agresivo de la depuración de gases de chimenea podría erosionar en gran medida cualquier incentivo económico para instalar nueva capacidad de conversión por destrucción de residual de la refinería y las instalaciones de procesamiento asociadas.
Luego se publicó “La IMO, el año 2020, las Refinerías Petróleo y el Perú – II”.
En este artículo se informó que, si se hace una búsqueda en Google para la IMO 2020 & Petroperú, Petroecuador o ENAP, se verá que no existe información.
Por comparación este tema ha tenido amplia divulgación en el Sector OIl & Gas a nivel internacional.
Se encontró un artículo relacionado con la IMO 2020 y el Perú titulado “Perú to be short 0.5pc sulphur bunkers in 2020”, publicado en International Shipping News 02/12/2017 (ver https://www.hellenicshippingnews.com/peru-to-be-short-0-5pc-sulphur-bunkers-in-2020/)
El referido artículo, que toma como fuente a Reuters, informó que era posible que Perú no estuviera preparado para satisfacer la demanda de combustible marino de azufre al 0.5% a partir de enero de 2020.
También se informó, en el año 2018, que Petroperú, a pesar de haber escogido correctamente un esquema de conversión profunda que desaparece residuales mantendría hasta la fecha (no hay información en contrario), estableció en el año 2013 un esquema de producción que produciría hasta 8,900 barriles de residual con alto azufre que según se conceptuó hace 5 años se exportarían hacia América del Centro y New York.
Esta situación ya no sería viable para el 2020 un año antes que entre en operación el PMRT.
Petroperú, en la administración del ingeniero Rossel se preocupó, en opinión de los autores inadecuadamente de la calidad EURO VI de los combustibles y se olvidó de definir la posición del PMRT frente a la IMO 2020.
Dicho artículo tuvo como comentarios finales que es la opinión de uno de los autores que la administración de Petroperú constituida por profesionales de carrera, antes del ingreso de profesionales de otras industrias, conceptualizó adecuadamente un esquema de conversión que minimizara la producción de residuales.
El mundo ha cambiado desde el 2014 y la preocupación de la administración anterior (2017) por implantar cambios al PMRT para lograr el EURO VI (que no esta conceptualmente tan equivocado solo que no era necesariamente oportuno) y olvidó algo tan importante como la IMO 2020 hace que el PMRT tenga un fuerte riesgo por cambio de condiciones el mercado externo.
De otro lado, Refinería La Pampilla se encuentra en la condición de una refinería de conversión moderna con alta producción de residuales de alto azufre frente a un mercado internacional que presumiblemente valorara en muy poco estos residuales en un plazo de dos años.
Finalmente es opinión de los autores que sería bueno fuera que esto temas se discutieran en la academia y en el Colegio de Ingenieros del Perú
PD.- Faltaría que se analice el efecto de la IMO 2020 en los márgenes de refinación de la refinarías peruanas para tan solo dentro de dos años,
EL PMRT Y LA EURO VI
Como se acaba de adelantar durante la Presidencia del ingeniero industrial Rossel hubo una excesiva preocupación por la EURO VI y el PMRT.
Los autores realizaron varios artículos al respecto:
“Petroperú Busca Evaluar la Producción de Combustibles Vehiculares que Cumplan las Regulaciones EURO V y EURO VI”. (Ver https://www.ssecoconsulting.com/pmrt-evalua-produccion-diesel-euro-vi.html).
Este artículo se inició con En junio de 2017, el Presidente de Petroperú declaró al diario Gestión (http://gestion.pe/economia/petroperu-cerca-obtener-us-1250-millones-corporacion-espanola-refineria-talara-2193596): “El tercer problema es que se hizo esta refinería con una tecnología que apuntaba al Euro IV. Cuando la refinería esté lista, el Euro IV no será la tecnología de última generación pero estamos haciendo los ajustes para que vaya hacia Euro VI”.
A raíz de dicha noticia pública, los autores publicaron el post PETROPERU Y EL EURO VI (http://www.ssecoconsulting.com/petroperu-y-el-euro-vi.html), en la que se terminó con una nota final que indicaba que las refinerías deben servir a un mercado específico y ellas se están adaptando para una fuertísima reducción desde más de 5,000 ppm hasta 50 en ppm de azufre (99 % reducción) en el caso de Refinería La Pampilla y desde 2,500 hasta 50 ppm de azufre en el diésel en el caso de Refinería Talara (98% de reducción) y el Estado Peruano (Ministerio de Transportes) se apresta a exigir la Norma EURO IV para los vehículos, pero nada exige que las Refinerías gasten en mayores CAPEX para continuar reduciendo el azufre.
Para los entendidos en ingeniería es conocido que el esfuerzo para la reducción del contenido de azufre se vuelve exponencial a medida que se reduce su contenido y pasar desde ahora (sin que exista un mercado de vehículos con un tamaño que lo justifique) a una mayor reducción del contenido de azufre traerá como consecuencia un fuerte aumento en la inversión en el CAPEX de la Planta de hidrógeno y posible cambios en los diseños de los sistemas de retiro de azufre que se están construyendo en Talara.
Es perfectamente lógico suponer que el mercado incremental de vehículos EURO VI será pequeño y que podrá perfectamente ser abastecido por importación sobre todo bajo el entendido que ambas Refinerías (Pampilla y talara) modernizadas no pueden suministrar el total de diésel de bajo azufre que requiere el Perú en el año 2017.
Luego los autores publicaron “Petroperú decidió Producir Diesel y Gasolinas Compatibles con la Norma EURO VI” (Ver http://www.ssecoconsulting.com/petroperu-decidio-producir-diesel-euro-vi.html).
Aparentemente, el tema del EURO VI sólo parece ser importante para el ingeniero Rossell Presidente de Petroperú y a los autores que creen que un cambio de alcance de este tipo debió ser puesto en conocimiento de stakeholders importantes como son el Colegio de Ingenieros de Petroperú y las principales Universidades involucradas en temas de hidrocarburos y energía: La universidad Nacional de Ingeniería (UNI) en su Facultad de Ingeniería Química en su Facultad de Petróleo y Petroquímica y su Facultad de Ingeniería Mecánica, la Universidad Nacional Mayor de San Marcos en su Facultad de Química e Ingeniería Química. También la Universidad Nacional Trujillo en su Facultad de Ingeniería Química, la Universidad Nacional de Piura y la Pontifica Universidad Católica del Perú, entre los principales.
Los autores desconocen si Petroperú ha realizado una presentación ante el Congreso de la República sobre este cambio de Procesos en el PMRT.
No se puede hablar seriamente de sostenibilidad cuando se deja de informar a los stakeholders de decisiones de esta naturaleza que tiene implicaciones para todo el Perú.
Dado que ya se informó de la decisión y aun cuando no se ha publicado las modificaciones de procesos que se piensan realizar se tratará de especular cual podría ser el cambio de esquema de refinación que Petroperú ha decido realizar.
Luego al final del artículo se mencionó que los autores esperan fervientemente que Petroperú haga público su nuevo esquema de procesos y que lo someta a la discusión técnica en Perú, incluyendo la lógica económica y de mercado para haber incluido una inversión adicional.
COMENTARIO FINAL DE LOS AUTORES
Existen otros puntos que pueden ser discutidos de la presentación del economista Carlos Paredes, pero como comentario final se pueden tomar las propias palabras del economista Paredes (Ver http://memorandumeconomico.blogspot.com/2019/06/meras-aves-de-paso.html) donde indica:
“Al final, acepté asumir la presidencia de Petroperú. Sabía que la empresa enfrentaba muchos problemas y que en su casi medio siglo de vida había tenido más de 50 presidentes de directorio.
Durante el primer mes en el puesto, me dediqué de lleno a enfrentar la problemática del Proyecto de Modernización de la Refinería de Talara (PMRT)…. En pocos días, registramos importantes avances sobre temas cruciales con las empresas encargadas de la construcción y puesta en marcha del PMRT.
Al analizar la secuencia de decisiones que llevaron el PMRT a la situación en que se encuentra, se verifica una serie de marchas y contramarchas, que incrementaron innecesariamente su costo y redujeron su eficiencia. Estas se explican en parte por la alta tasa de rotación de los tomadores de decisiones de la empresa. Por ejemplo, entre junio de 2014 (cuando se inició la construcción de la nueva refinería) y la actualidad, se nombraron 8 presidentes del directorio y 6 gerentes generales (duración media: 7.5 y 10 meses, respectivamente). La administración y los trabajadores han aprendido que los presidentes, directores y gerentes generales de la empresa son meras aves de paso. Saben que en relativamente poco tiempo estos se habrán ido y que, con su partida, también se alejarán sus extrañas e incómodas propuestas de cambio.”
Nota de uno de los autores: Extrañas e incómodas propuestas de cambio como incluir el PMO (decenas millones dólares) , el EURO VI (aparentemente más de 11 millones de dólares) , decidir qué Petroperú construyera las Unidades Auxiliares ( 900 millones de inversión adicional para Petroperú), informar que ahora se tratarán de privatizar las unidades auxiliares una vez construidas, determinar que el Gerente del PMRT no provenga de Petroperú ni tenga experiencia en refinación ni en proyectos refineros de clase mundial, jubilar a la mayor parte de ingenieros mayores que debieran estar haciendo coaching a los jóvenes ingenieros en estos años previos al lanzamiento del PMRT.
Salvo opinión en contrario.
JS