LA IMO, EL AÑO 2020, LAS REFINERIAS DE PETROLEO Y EL PERU - 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
El límite mundial de contenido de azufre de 2020
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.
La razón de esta regulación es de carácter ambiental ya que su implantación implantación reducirá considerablemente la cantidad de óxido de azufre producida por los buques, lo que supondrá importantes beneficios sanitarios y ambientales para el mundo, especialmente para las poblaciones cercanas a puertos (ver artículo explicativo “El límite mundial de contenido de azufre de 2020” en http://www.imo.org/es/MediaCentre/HotTopics/GHG/Documents/2020%20sulphur%20limit%20FAQ.pdf) .
Se transcriben párrafos del artículo de la IMO.
“La OMI ha trabajado para reducir los efectos perjudiciales del transporte marítimo en el medio ambiente desde la década de 1960. El Anexo VI del Convenio internacional para prevenir la contaminación por los buques (Convenio MARPOL) se adoptó en 1997 para abordar la contaminación atmosférica ocasionada por el transporte marítimo.
Las “Reglas para prevenir la contaminación atmosférica ocasionada por los buques” (Anexo VI) tienen por objeto controlar este tipo de emisiones -SOx, NOx, sustancias que agotan la capa de ozono, incineración a bordo de compuestos orgánicos volátiles- y determinar su contribución a la contaminación atmosférica local y mundial, así como sus efectos sobre la salud de los seres humanos.
El Anexo VI entró en vigor el 19 de mayo de 2005 y en octubre de 2008 se adoptó una revisión del mismo que reforzaba considerablemente las prescripciones, entrando en vigor el 1 de julio de 2010.
Las reglas para reducir las emisiones de óxidos de azufre introdujeron un límite mundial para el contenido de azufre del fueloil de los buques, con restricciones más estrictas en las zonas de control de las emisiones (ECA) designadas.
¿Cuáles son los límites de contenido azufre previstos en las reglas?
El límite mundial de contenido de azufre del fueloil de los buques actual es de 3,50% masa/masa.” (35,000 ppm de azufre)
La OMI continuó afirmando que el nuevo límite mundial para el contenido de azufre será de 0,50% masa/masa (5,000 ppm) y se aplicará a partir del 1 de enero del 2020.
“La fecha fue acordada en el 2008. Luego se evaluó luego la disponibilidad de combustible de bajo contenido de azufre para su utilización por los buques, con el fin de ayudar a los Estados Miembros a determinar si el nuevo límite inferior límite mundial de las emisiones de azufre procedentes del transporte marítimo internacional podría entrar en vigor efectivamente el 1 de enero de 2020 o se aplazaría hasta el 1 de enero de 2025.
El Comité de protección del medio marino de la OMI (MEPC 70), en octubre de 2016, decidió el límite de 0.50% (5,000 ppm) se aplicará a partir del 1 de enero de 2020.
Hoy se estima que no habrá ningún cambio en la fecha de implantación del 1 de enero de 2020 ya que es demasiado tarde para modificar la fecha y para que una nueva fecha entre en vigor antes del 1 de enero de 2020.
Sin embargo, los Estados Miembros de la OMI trabajarán en los órganos técnicos pertinentes de la OMI para abordar todas las cuestiones que podrían surgir con respecto a garantizar la implantación coherente”.
La IMO 2020 y los buques
Con la IMO 2020, los buques deberán quemar fueloil con un contenido de azufre que no exceda de 0.50% (5,000 ppm) masa/masa, frente al límite actual de 35,000 ppm que ha estado vigente desde el 1 de enero de 2012.
Para que los buques puedan cumplir las normas de emisiones de bajo contenido de azufre, podrán emplear gas natural como combustible, que casi no produce óxidos de azufre. Este combustible de bajo punto de inflamación (Código IGF), está permitido desde 2015. Otro combustible alternativo es el metanol, que se usa en algunas rutas marinas cortas.
Los buques también pueden cumplir las regulaciones sobre emisiones de SOx usando alguno de los métodos equivalentes aprobados, tales como sistemas de limpieza de los gases de escape, o los “lavadores” que “limpian” las emisiones antes de que sean liberadas en la atmósfera. En este caso, los medios equivalentes deben ser aprobados por el Estado que abandera el buque.
Los buques que empleen de fueloil deberán obtener una nota de entrega de combustible, que establecerá el contenido de azufre del fueloil suministrado. Podrá tomarse muestras para la verificación.
Cada País que Abandere buques deberá expedir a los buques un Certificado internacional de prevención de la contaminación atmosférica (Certificado IAPP). Este certificado incluye una sección que indica que el buque utiliza fueloil con un contenido de azufre que no excede el valor límite aplicable según consta en las notas de entrega de combustible, o que utiliza una disposición equivalente.
Los Estados que reciben buques pueden verificar que el buque cumple las reglas.
Para los buques que incumplan la normativa las sanciones serán establecidas individualmente por las Partes en el Convenio MARPOL en calidad de Estados que Abanderan y Estados rectores de puertos. La OMI no establece sanciones o multas: le corresponde a cada Parte.
La implantación de la Normativa es responsabilidad de las Administraciones de los Estados de abanderamiento (Estados rectores de puertos/Estados ribereños). Garantizar la implantación uniforme y eficaz del límite de contenido de azufre 0.50% masa/masa para 2020 es una alta prioridad.
Existe dentro la IMO un “Subcomité de prevención y lucha contra la contaminación (Subcomité PPR) que recibió instrucciones de estudiar qué medidas pueden tomarse para garantizar la implantación uniforme y eficaz del límite mundial para el fueloil utilizado por los buques que operan fuera de las zonas de control de las emisiones de SOx designadas y/o no haciendo uso de medios equivalentes, tales como los sistemas de limpieza de los gases de escape, pueden facilitar la implantación de políticas eficaces por parte de los Estados Miembros de la OMI”.
Este Subcomité PPR está elaborando un proyecto de modelo normalizado para notificar la no disponibilidad de combustible que pueda utilizarse como prueba de que un buque no puede obtener fueloil que cumpla la normativa. de azufre especificado que se haya declarado en la nota de entrega de combustible.
Para garantizar la disponibilidad del fueloil, cada Parte debe informar a la Organización de la disponibilidad de fueloil reglamentario en sus puertos y terminales.
Para garantizar la calidad del fueloil, la OMI está elaborando unas orientaciones sobre las mejores prácticas para los compradores/usuarios de fueloil y un proyecto de las mejores prácticas para los Estados Miembros y los Estados ribereños.
Durante el año 2017 el OMI encontró que el contenido medio de azufre de los combustibles residuales analizados en 2016 fue de 2.58 % (25,800 ppm). El contenido medio de azufre a escala mundial de los combustibles destilados fue de 0.08% (800 ppm).
El Gas Natural Licuado (GNL) y su empleo en buques
La OMI ha publicado estudios sobre la viabilidad y la utilización de GNL como combustible para el transporte marítimo. La publicación incluye un estudio de viabilidad de la utilización del GNL como combustible para el transporte marítimo internacional en la zona de control de las emisiones de Norteamérica; un estudio piloto sobre la utilización de GNL como combustible en un buques de pasaje de alta velocidad desde la terminal de transbordadores de Puerto España en Trinidad y Tobago; y un estudio de viabilidad sobre la utilización del gas natural licuado como combustible para el transporte marítimo en viajes cortos y de cabotaje en la región del Gran Caribe.
La OMI y las zonas de control de las emisiones
“Desde el 1 de enero de 2015, el límite de azufre del fueloil utilizado por los buques en las zonas de control de las emisiones de SOx (ECAS) establecido por la OMI ha sido de 0.10% masa/masa (1,000 p.p.m.).
Las zonas de control de emisiones de SOx en virtud del Anexo VI del Convenio MARPOL son: la zona del mar Báltico, la zona del mar del Norte, la zona de Norteamérica (que abarcan las zonas costeras de los Estados Unidos y Canadá) y la zona del mar Caribe de los Estados Unidos (alrededor de Puerto Rico y de las Islas Vírgenes de los Estados Unidos)”.
Los descensos en los contenidos de azufre en el fueloil se muestran a continuación:
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.
La razón de esta regulación es de carácter ambiental ya que su implantación implantación reducirá considerablemente la cantidad de óxido de azufre producida por los buques, lo que supondrá importantes beneficios sanitarios y ambientales para el mundo, especialmente para las poblaciones cercanas a puertos (ver artículo explicativo “El límite mundial de contenido de azufre de 2020” en http://www.imo.org/es/MediaCentre/HotTopics/GHG/Documents/2020%20sulphur%20limit%20FAQ.pdf) .
Se transcriben párrafos del artículo de la IMO.
“La OMI ha trabajado para reducir los efectos perjudiciales del transporte marítimo en el medio ambiente desde la década de 1960. El Anexo VI del Convenio internacional para prevenir la contaminación por los buques (Convenio MARPOL) se adoptó en 1997 para abordar la contaminación atmosférica ocasionada por el transporte marítimo.
Las “Reglas para prevenir la contaminación atmosférica ocasionada por los buques” (Anexo VI) tienen por objeto controlar este tipo de emisiones -SOx, NOx, sustancias que agotan la capa de ozono, incineración a bordo de compuestos orgánicos volátiles- y determinar su contribución a la contaminación atmosférica local y mundial, así como sus efectos sobre la salud de los seres humanos.
El Anexo VI entró en vigor el 19 de mayo de 2005 y en octubre de 2008 se adoptó una revisión del mismo que reforzaba considerablemente las prescripciones, entrando en vigor el 1 de julio de 2010.
Las reglas para reducir las emisiones de óxidos de azufre introdujeron un límite mundial para el contenido de azufre del fueloil de los buques, con restricciones más estrictas en las zonas de control de las emisiones (ECA) designadas.
¿Cuáles son los límites de contenido azufre previstos en las reglas?
El límite mundial de contenido de azufre del fueloil de los buques actual es de 3,50% masa/masa.” (35,000 ppm de azufre)
La OMI continuó afirmando que el nuevo límite mundial para el contenido de azufre será de 0,50% masa/masa (5,000 ppm) y se aplicará a partir del 1 de enero del 2020.
“La fecha fue acordada en el 2008. Luego se evaluó luego la disponibilidad de combustible de bajo contenido de azufre para su utilización por los buques, con el fin de ayudar a los Estados Miembros a determinar si el nuevo límite inferior límite mundial de las emisiones de azufre procedentes del transporte marítimo internacional podría entrar en vigor efectivamente el 1 de enero de 2020 o se aplazaría hasta el 1 de enero de 2025.
El Comité de protección del medio marino de la OMI (MEPC 70), en octubre de 2016, decidió el límite de 0.50% (5,000 ppm) se aplicará a partir del 1 de enero de 2020.
Hoy se estima que no habrá ningún cambio en la fecha de implantación del 1 de enero de 2020 ya que es demasiado tarde para modificar la fecha y para que una nueva fecha entre en vigor antes del 1 de enero de 2020.
Sin embargo, los Estados Miembros de la OMI trabajarán en los órganos técnicos pertinentes de la OMI para abordar todas las cuestiones que podrían surgir con respecto a garantizar la implantación coherente”.
La IMO 2020 y los buques
Con la IMO 2020, los buques deberán quemar fueloil con un contenido de azufre que no exceda de 0.50% (5,000 ppm) masa/masa, frente al límite actual de 35,000 ppm que ha estado vigente desde el 1 de enero de 2012.
Para que los buques puedan cumplir las normas de emisiones de bajo contenido de azufre, podrán emplear gas natural como combustible, que casi no produce óxidos de azufre. Este combustible de bajo punto de inflamación (Código IGF), está permitido desde 2015. Otro combustible alternativo es el metanol, que se usa en algunas rutas marinas cortas.
Los buques también pueden cumplir las regulaciones sobre emisiones de SOx usando alguno de los métodos equivalentes aprobados, tales como sistemas de limpieza de los gases de escape, o los “lavadores” que “limpian” las emisiones antes de que sean liberadas en la atmósfera. En este caso, los medios equivalentes deben ser aprobados por el Estado que abandera el buque.
Los buques que empleen de fueloil deberán obtener una nota de entrega de combustible, que establecerá el contenido de azufre del fueloil suministrado. Podrá tomarse muestras para la verificación.
Cada País que Abandere buques deberá expedir a los buques un Certificado internacional de prevención de la contaminación atmosférica (Certificado IAPP). Este certificado incluye una sección que indica que el buque utiliza fueloil con un contenido de azufre que no excede el valor límite aplicable según consta en las notas de entrega de combustible, o que utiliza una disposición equivalente.
Los Estados que reciben buques pueden verificar que el buque cumple las reglas.
Para los buques que incumplan la normativa las sanciones serán establecidas individualmente por las Partes en el Convenio MARPOL en calidad de Estados que Abanderan y Estados rectores de puertos. La OMI no establece sanciones o multas: le corresponde a cada Parte.
La implantación de la Normativa es responsabilidad de las Administraciones de los Estados de abanderamiento (Estados rectores de puertos/Estados ribereños). Garantizar la implantación uniforme y eficaz del límite de contenido de azufre 0.50% masa/masa para 2020 es una alta prioridad.
Existe dentro la IMO un “Subcomité de prevención y lucha contra la contaminación (Subcomité PPR) que recibió instrucciones de estudiar qué medidas pueden tomarse para garantizar la implantación uniforme y eficaz del límite mundial para el fueloil utilizado por los buques que operan fuera de las zonas de control de las emisiones de SOx designadas y/o no haciendo uso de medios equivalentes, tales como los sistemas de limpieza de los gases de escape, pueden facilitar la implantación de políticas eficaces por parte de los Estados Miembros de la OMI”.
Este Subcomité PPR está elaborando un proyecto de modelo normalizado para notificar la no disponibilidad de combustible que pueda utilizarse como prueba de que un buque no puede obtener fueloil que cumpla la normativa. de azufre especificado que se haya declarado en la nota de entrega de combustible.
Para garantizar la disponibilidad del fueloil, cada Parte debe informar a la Organización de la disponibilidad de fueloil reglamentario en sus puertos y terminales.
Para garantizar la calidad del fueloil, la OMI está elaborando unas orientaciones sobre las mejores prácticas para los compradores/usuarios de fueloil y un proyecto de las mejores prácticas para los Estados Miembros y los Estados ribereños.
Durante el año 2017 el OMI encontró que el contenido medio de azufre de los combustibles residuales analizados en 2016 fue de 2.58 % (25,800 ppm). El contenido medio de azufre a escala mundial de los combustibles destilados fue de 0.08% (800 ppm).
El Gas Natural Licuado (GNL) y su empleo en buques
La OMI ha publicado estudios sobre la viabilidad y la utilización de GNL como combustible para el transporte marítimo. La publicación incluye un estudio de viabilidad de la utilización del GNL como combustible para el transporte marítimo internacional en la zona de control de las emisiones de Norteamérica; un estudio piloto sobre la utilización de GNL como combustible en un buques de pasaje de alta velocidad desde la terminal de transbordadores de Puerto España en Trinidad y Tobago; y un estudio de viabilidad sobre la utilización del gas natural licuado como combustible para el transporte marítimo en viajes cortos y de cabotaje en la región del Gran Caribe.
La OMI y las zonas de control de las emisiones
“Desde el 1 de enero de 2015, el límite de azufre del fueloil utilizado por los buques en las zonas de control de las emisiones de SOx (ECAS) establecido por la OMI ha sido de 0.10% masa/masa (1,000 p.p.m.).
Las zonas de control de emisiones de SOx en virtud del Anexo VI del Convenio MARPOL son: la zona del mar Báltico, la zona del mar del Norte, la zona de Norteamérica (que abarcan las zonas costeras de los Estados Unidos y Canadá) y la zona del mar Caribe de los Estados Unidos (alrededor de Puerto Rico y de las Islas Vírgenes de los Estados Unidos)”.
Los descensos en los contenidos de azufre en el fueloil se muestran a continuación:
Hasta el 1 de enero de 2012 el contenido máximo de azufre en los fueloiles (bunker marino) fue de 4.50 % masa/masa (45,000 ppm)
A partir del 1 de enero de 2012 el contenido máximo de azufre en el fueloil marino se redujo hasta 3.50 % masa/masa (35,000 ppm)
A partir del 1 de enero de 2020 el contenido máximo de azufre en el fueloil marino se reducirá hasta 0,50 % masa/masa (5,000 ppm).
Desde el 1 de enero de 2015, el límite de azufre del fueloil utilizado por los buques en las zonas de control de las emisiones de SOx (ECAS) establecido por la OMI ha sido de 0.10% masa/masa. (1000 ppm)
LA IMO 2020 Y LA INDUSTRIA DE REFINACION
(Traducción libre del White paper IMO 2020 Part 3: Refiners’ Perspective de la empresa Stillwater Associates tomado de https://stillwaterassociates.com/imo-2020-part-3-refiners-perspective/)
La IMO 2020 traerá un cambio dramático en la demanda de combustibles marinos utilizados en todo el mundo, desde combustible marino – fueloil- con alto contenido de azufre (HSFO) hasta combustible marino- fueloil con 0.5% de azufre. Este cambio en la demanda tendrá un fuerte impacto dramático en la industria de la refinación de petróleo a nivel refinación global.
La empresa Stillwater Associates prevé que
Como la IMO 2020 es una regulación internacional, las refinerías en todo el mundo se verán afectadas.
Según la Revisión Estadística de la Energía Mundial de BP 2016, el rendimiento de las refinerías en 2016 fue de 80.6 millones de barriles por día (bpd), la producción de fueloil fue de 8.0 millones de bpd y la producción de destilados (excluyendo el queroseno y el combustible de aviación) fue de 27.5 millones de bpd.
Según la EIA, el empleo mundial de combustible marino es de 3.9 millones de bpd, o aproximadamente la mitad de la producción de 8.0 millones de bpd si se supone que es todo el fuel oil.
En conjunto, la industria de refinación de EE. UU. tiene una pequeña exposición a este cambio. De los 8,0 millones de bpd de producción mundial de fueloil en 2016, las refinerías estadounidenses produjeron solo 419 mil barriles por día (MBD) de combustible residual según el EIA.
Alrededor del 25% de la producción de las refinerías americanas era inferior al 1% de azufre.
La Tabla siguiente resume los datos de combustible residual de EE. UU., del EIA.
Producción y Suministro Total de Residual en USA en MBD
A partir del 1 de enero de 2012 el contenido máximo de azufre en el fueloil marino se redujo hasta 3.50 % masa/masa (35,000 ppm)
A partir del 1 de enero de 2020 el contenido máximo de azufre en el fueloil marino se reducirá hasta 0,50 % masa/masa (5,000 ppm).
Desde el 1 de enero de 2015, el límite de azufre del fueloil utilizado por los buques en las zonas de control de las emisiones de SOx (ECAS) establecido por la OMI ha sido de 0.10% masa/masa. (1000 ppm)
LA IMO 2020 Y LA INDUSTRIA DE REFINACION
(Traducción libre del White paper IMO 2020 Part 3: Refiners’ Perspective de la empresa Stillwater Associates tomado de https://stillwaterassociates.com/imo-2020-part-3-refiners-perspective/)
La IMO 2020 traerá un cambio dramático en la demanda de combustibles marinos utilizados en todo el mundo, desde combustible marino – fueloil- con alto contenido de azufre (HSFO) hasta combustible marino- fueloil con 0.5% de azufre. Este cambio en la demanda tendrá un fuerte impacto dramático en la industria de la refinación de petróleo a nivel refinación global.
La empresa Stillwater Associates prevé que
- 1.- Las refinerías que actualmente producen fueloil del tipo HSFO serán las más afectadas por la nueva normativa
- 2.- Las refinerías que actualmente producen muy poco fueloil del tipo HSFO debido a que poseen conversión profunda con procesamiento de residuo de vacío (por ejemplo, coque, flexicoking, hidrocraqueo) probablemente vean la nueva normativa mas como una oportunidad en lugar de una amenaza.
- 3.- El tiempo es el enemigo de las refinerías que actualmente producen fueloil del tipo HSFO. A menos que las modificaciones de la refinería para reducir la producción de HSFO ya estén en marcha, esas modificaciones no se realizarán hasta mucho después del año 2020.
- 4.- Los diferenciales de precios clave para los refinadores probablemente cambiarán marcadamente en 2020, produciendo cambios significativos en la estrategia de procesamiento para muchos refinadores:
- Los precios de los destilados aumentarán con relación con los productos residuales con alto contenido de azufre.
- Los precios de los destilados (particularmente en los mercados costeros) también pueden aumentar en relación con la gasolina. Esto creará oportunidades de optimización de mezcla de productos para refinadores y mezcladores (Blenders) / proveedores de búnker.
- Las corrientes intermedias que históricamente podrían haberse procesado en unidades de craqueo catalítico o hidro craqueo pueden alternativamente encaminarse a la mezcla de aceite combustible conforme a la IMO.
- El rendimiento del residuo de vacío y el contenido de azufre provocará que los diferenciales de precio del crudo se ensanchen entre grados (por ejemplo, alto contenido de residual, crudos amargos frente a crudos dulces de bajo contenido de residuos). Esto creará oportunidades de optimización de las cargas para casi todas las refinerías.
- 5.- La expectativa de un amplio diferencial de precios entre el combustible compatible con la OMI 2020 y el HSFO tradicional creará un incentivo para que los armadores instalen depuradores a bordo y para que los refinadores instalen (o amplíen) instalaciones de mejoramiento de residuos. Las decisiones de inversión de cualquiera de estos sectores de la industria, impulsadas por una amplia expectativa de diferencial de precios, reducirán direccionalmente la magnitud de los cambios de precio de mercado anteriores.
Como la IMO 2020 es una regulación internacional, las refinerías en todo el mundo se verán afectadas.
Según la Revisión Estadística de la Energía Mundial de BP 2016, el rendimiento de las refinerías en 2016 fue de 80.6 millones de barriles por día (bpd), la producción de fueloil fue de 8.0 millones de bpd y la producción de destilados (excluyendo el queroseno y el combustible de aviación) fue de 27.5 millones de bpd.
Según la EIA, el empleo mundial de combustible marino es de 3.9 millones de bpd, o aproximadamente la mitad de la producción de 8.0 millones de bpd si se supone que es todo el fuel oil.
En conjunto, la industria de refinación de EE. UU. tiene una pequeña exposición a este cambio. De los 8,0 millones de bpd de producción mundial de fueloil en 2016, las refinerías estadounidenses produjeron solo 419 mil barriles por día (MBD) de combustible residual según el EIA.
Alrededor del 25% de la producción de las refinerías americanas era inferior al 1% de azufre.
La Tabla siguiente resume los datos de combustible residual de EE. UU., del EIA.
Producción y Suministro Total de Residual en USA en MBD
En el 2.6% de rendimiento respecto de las cargas de crudo en 2016 (por EIA), la producción de combustible residual fueloil fue un producto menor en los EE. UU. En comparación con el rendimiento global de 9.5% excluyendo EE. UU. Claramente, la Norma IMO 2020 tendrá un potencial mucho mayor de impacto para las refinerías en otras partes del mundo antes que en los Estados Unidos.
Las refinerías en el mundo se dividen en diferentes categorías o modos de operación, generalmente definidos por el grado en que los materiales residuales con un punto de ebullición superior a 650 ° F se pueden convertir en productos más ligeros, como gasolina, combustible para aviones y diésel.
Los líquidos que hierven a más de 650 ° F son principalmente fuel oil, a menos que exista un equipo de procesamiento de refinería para convertir todo o parte de él en productos livianos y limpios.
Sobre la base de la capacidad de una refinería para procesar el material de 650 ° F +, las refinerías se pueden dividir en las siguientes categorías de operación:
Para más detalles pueden consultar el post de los autores denominado ¿REFINAR PETROLEO O IMPORTAR COMBUSTIBLES? PARTE A por Jaime Santillana y Julia Salinas de Santillana en http://www.ssecoconsulting.com/iquestrefinar-petroleo-o-importar-combustibles-a.html.
Una refinería puede configurarse para operar en más de un modo, dependiendo de la estrategia de procesamiento y de la carga que se procesa
A nivel mundial, la prevalencia de las refinerías de conversión profunda varía ampliamente. Un buen ejemplo de esto es la capacidad total de hidro craqueo de Coking más resid processing en Norteamérica (13.6% de la capacidad bruta) versus Asia (solo 3.2%), como se ve en la Tabla siguiente:
Capacidad de Refinación Mundial para 2017 – Tópicos Selectos
Las refinerías en el mundo se dividen en diferentes categorías o modos de operación, generalmente definidos por el grado en que los materiales residuales con un punto de ebullición superior a 650 ° F se pueden convertir en productos más ligeros, como gasolina, combustible para aviones y diésel.
Los líquidos que hierven a más de 650 ° F son principalmente fuel oil, a menos que exista un equipo de procesamiento de refinería para convertir todo o parte de él en productos livianos y limpios.
Sobre la base de la capacidad de una refinería para procesar el material de 650 ° F +, las refinerías se pueden dividir en las siguientes categorías de operación:
- 1.- Modo Topping: solo los productos a través de diésel que se producen naturalmente en el petróleo crudo se producen como productos livianos. La porción del barril de petróleo crudo que hierve a más de 650 ° F a menudo se dirige al aceite combustible.
- 2.- Modo de craqueo: la porción de gas oil (aproximadamente 650-1050 ° F) de petróleo crudo se extrae y se actualiza a productos ligeros, principalmente a través de procesos de craqueo catalítico fluido o hidro craqueo. El corte de 1050 ° F + a menudo se produce como asfalto o se mezcla con destilado para obtener aceite combustible.
- 3.- Modo de conversión completa: no solo el material de 650-1050 ° F, sino también el material de 1050 ° F + se convierte en productos ligeros (principalmente mediante coquización o hidro craqueo). La mayoría de las refinerías que operan en este modo producen solo una pequeña cantidad de material residual.
Para más detalles pueden consultar el post de los autores denominado ¿REFINAR PETROLEO O IMPORTAR COMBUSTIBLES? PARTE A por Jaime Santillana y Julia Salinas de Santillana en http://www.ssecoconsulting.com/iquestrefinar-petroleo-o-importar-combustibles-a.html.
Una refinería puede configurarse para operar en más de un modo, dependiendo de la estrategia de procesamiento y de la carga que se procesa
A nivel mundial, la prevalencia de las refinerías de conversión profunda varía ampliamente. Un buen ejemplo de esto es la capacidad total de hidro craqueo de Coking más resid processing en Norteamérica (13.6% de la capacidad bruta) versus Asia (solo 3.2%), como se ve en la Tabla siguiente:
Capacidad de Refinación Mundial para 2017 – Tópicos Selectos
*All figures are percent of crude capacity unless otherwise noted. Source: 2017 Oil and Gas Journal Worldwide Refining Survey
Spillwater Associates evaluó el impacto probable en cada tipo de refinería cuando entre en vigor la Norma 2020 de la OMI.}
1.- Refinerías poco complejas tipo Topping: las refinerías de Topping que procesan petróleo crudo con alto contenido de azufre necesitarán encontrar nuevos mercados para un volumen significativo de su producción de residual - fueloil con alto contenido de azufre. Este fueloil será desplazado del mercado por la aplicación de la Norma 2020 de la OMI.
Una opción para las Topping es emplear una dieta de crudos dulces. En esta situación los precios de fueloil del tipo HSFO podrían caer al precio alternativo necesario para venderlo a las plantas de generación de energía.
De todas las clases de refinerías, las refinerías que encabezan la producción de fueloil del tipo HSFO probablemente se sientan muy amenazadas para mantener una operación continua. Las refinerías costeras que producen fuel oil del tipo HSFO pueden estar en riesgo si no pueden cambiar a una dieta de crudos de bajo contenido de azufre o si el precio del crudo dulce con bajo contenido en azufre aumenta.
2.- Refinerías de Conversión - Craqueo: las refinerías de craqueo que producen fueloil HSFO sentirán el efecto económico que las de Topping. Sin embargo, las refinerías de craqueo deberían tener más opciones de refinación que las refinerías de Toppping. Estas refinerías pueden darle puntos de corte más profundos al gasóleo, pueden producir asfaltos, producir aceite lubricante o modificar sus esquemas de refinación para permitir el craqueo catalítico de residuos de bajo contenido de azufre.
3.- Refinerías de Conversión Profunda: Estas refinerías serán las principales ganadoras del cambio de la Norma 2020 de la OMI, ya que el precio del destilado, los diferenciales de precio para crudos sour /sweet (acido /dulce) y los diferenciales de crudo ligero / pesado aumentarán.La optimización de las mezclas de productos les permitirá optimizar sus operaciones. Además, el precio del fueloil del tipo HSFO puede caer lo suficiente como para reemplazar el petróleo crudo con fueloil del tipo HSFO como una carga para la refinería. Un punto a evaluar el empleo de un fueloil del tipo HSFO como materia prima es que generalmente contiene un 30% de destilado y un 70% de residuos, lo que aumenta automáticamente el rendimiento de destilado de una refinería.
Las refinerías de conversión profunda también tendrán un incentivo económico para aumentar la capacidad de sus instalaciones (Revamping) de procesamiento de residuos.
Las refinerías que operan con crudos con bajos contenidos de azufre y producen fueloil del tipo LSFO, y las refinerías que no atienden el mercado de combustibles marinos probablemente estarán más protegidas de la reducción de la demanda de fueloil del tipo HSFO.
Para las refinerías que producen fueloil del tipo LSFO, la demanda del mercado y los precios de LSFO para combustible marino deberían aumentar al igual que los precios del petróleo crudo con bajo contenido de azufre (sweet crude oil).
Los refinadores que no atienden mercado de bunkers marinos no deberían ver reducida su demanda residual a menos que transporten el combustible a las áreas costeras, ya que estarían sirviendo a los mercados locales. Sin embargo, estas refinerías continentales (inland) seguirán sujetas a los cambios de precios en el destilado, así como a los diferenciales de precios más amplios para el crudo liviano / pesado y el dulce / ácido.
El análisis de Stillwater sugiere que la mayoría del fueloil del tipo HSFO actualmente consumido como combustible marino proviene de la categoría de craqueo de las refinerías que procesan crudos ácidos. Estas son las refinerías que requieren con mayor urgencia un plan para la disposición alternativa de sus materiales residuales actualmente destinados a las ventas de HSFO marino.
El fuel oil residual ha tenido históricamente un precio del 70-85% del precio del petróleo crudo. Cualquier ampliación de los diferenciales de crudo / HSFO debido a IMO 2020 solo aumenta el impulso económico para los proyectos de mejora de residuos de las refinería
Estando a finales del año 2017 queda muy poco tiempo hasta el 1 de enero de 2020, cuando entre en vigor la Norma IMO 2020. Esto es muy poco tiempo para iniciar un proyecto de conversión de residuales.
En esta situación los refinadores de craqueo (Refinerías de Conversión) deberán depender de los cambios operacionales, el desmantelamiento del alcance de los pequeños mercados o los cambios comerciales para reducir su exposición al mercado marino de fueloil del tipo HSFO.
Para las refinerías de conversión que craquean crudo ácido, esos cambios pueden ser uno o una combinación de:
1.- Cambio de una dieta de crudos ácidos para pasar al procesamiento de crudos dulces.
2.- Conversión de unidades de FCC al modo de craqueo residual
3.- Aumento de los puntos de corte de la unidad de destilación al vacío.
4.- Optimizar el uso de corrientes de refinería no residuales utilizadas para producir combustible conforme.
5.- Vender material residual con alto contenido de azufre a las refinerías cercanas como materia prima
6.- Realizar alianzas con los armadores para contratar el suministro de fueloil del tipo HSFO del refinador a cambio de que el refinador proporcione el capital para la instalación de las instalaciones de depuración de buques
7.- Cambiar operación de la refinería a la produciendo asfalto.
8.- Para compañías que operan refinerías múltiples, algunas con algunas conversiones profunda, se puede lograr el cambio de dieta de crudos y la optimización de los residuos HS entre refinerías dentro del sistema para su uso como materia prima para unidades de conversión profunda.
9.- Continuar produciendo y vendiendo fueloil del tipo HSFO reconociendo que la demanda del mercado y los precios serán más bajosEl tiempo es esencial para las refinerías de craqueo con alto contenido de azufre.
Cada uno de los cambios potenciales mencionados arriba puede ser una oportunidad también si el refinador comienza a ejecutar una estrategia para aprovechar los cambios que traerá la Regla 2020 de la OMI.
Para las refinerías de conversión profunda con capacidad de destrucción de residual y que disponga de las instalaciones de procesamiento asociadas, habrá un fuerte incentivo para utilizar completamente o eliminar el cuello de botella de esa capacidad. Los planes deben hacerse teniendo en cuenta los detalles de la refinería, la ubicación y los mercados. Este proceso posicionará al refinador para sacar provecho de los cambios en el mercado que IMO 2020 traerá.
El aumento de la utilización de la capacidad podría provenir de la compra de existencias residuales de otras refinerías, la modificación de las dietas de crudo para capitalizar la capacidad de manejar más material residual con alto contenido de azufre, aumentar las corridas de las refinerías o una combinación de éstas.
Las refinerías de conversión profunda pueden tener fuertes incentivos económicos de corto plazo para expandir su conversión y las capacidades de las instalaciones de procesamiento asociadas.
El desafío de planificación para un refinador es que las incógnitas superan con creces los conocimientos sobre los criterios de los que dependen los refinadores para tomar decisiones.
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.
Para las refinerías que ´producen fueloil del tipo LSFO, la demanda del mercado y los precios de LSFO para combustible marino deberían aumentar al igual que los precios del petróleo crudo con bajo contenido de azufre.
Los refinadores lejanos a los mercados de bunkers marinos no deberían ver reducida su demanda fueloil (residual) a menos que transporten el combustible a las áreas costeras, ya que estarían sirviendo a los mercados locales. Sin embargo, estas refinerías continentales seguirán sujetas a los cambios de precios en el destilado, así como a los diferenciales de precios más amplios para el crudo liviano / pesado y el crudo ácido /dulce.
Finalmente, el análisis de Stillwater sugiere que la mayoría del fueloil del tipo HSFO actualmente consumido como combustible marino proviene de la categoría de craqueo de las refinerías que procesan crudos ácidos.
Estas refinerías de conversión son las que requieren con mayor urgencia un plan para la disposición alternativa de sus materiales residuales actualmente destinados a las ventas de fueloil del tipo HSFO marino. El fueloil residual ha tenido históricamente un precio del 70-85% del precio del petróleo crudo. Cualquier ampliación de los diferenciales de crudo / fueloil del tipo HSFO debido a IMO 2020 solo aumenta el impulso económico para los proyectos de mejora de los residuos de las refinerías.
¿Qué PASARA EN EL PERU?
Se verá en la Parte II de esta publicación. Como adelanto Refinería Talara va camino a ser una refinería de conversión profunda mientras que Refinería La Pampilla está completando su modernización y adecuación a normas ambientales como refinería de conversión.
JAS/JSG
Spillwater Associates evaluó el impacto probable en cada tipo de refinería cuando entre en vigor la Norma 2020 de la OMI.}
1.- Refinerías poco complejas tipo Topping: las refinerías de Topping que procesan petróleo crudo con alto contenido de azufre necesitarán encontrar nuevos mercados para un volumen significativo de su producción de residual - fueloil con alto contenido de azufre. Este fueloil será desplazado del mercado por la aplicación de la Norma 2020 de la OMI.
Una opción para las Topping es emplear una dieta de crudos dulces. En esta situación los precios de fueloil del tipo HSFO podrían caer al precio alternativo necesario para venderlo a las plantas de generación de energía.
De todas las clases de refinerías, las refinerías que encabezan la producción de fueloil del tipo HSFO probablemente se sientan muy amenazadas para mantener una operación continua. Las refinerías costeras que producen fuel oil del tipo HSFO pueden estar en riesgo si no pueden cambiar a una dieta de crudos de bajo contenido de azufre o si el precio del crudo dulce con bajo contenido en azufre aumenta.
2.- Refinerías de Conversión - Craqueo: las refinerías de craqueo que producen fueloil HSFO sentirán el efecto económico que las de Topping. Sin embargo, las refinerías de craqueo deberían tener más opciones de refinación que las refinerías de Toppping. Estas refinerías pueden darle puntos de corte más profundos al gasóleo, pueden producir asfaltos, producir aceite lubricante o modificar sus esquemas de refinación para permitir el craqueo catalítico de residuos de bajo contenido de azufre.
3.- Refinerías de Conversión Profunda: Estas refinerías serán las principales ganadoras del cambio de la Norma 2020 de la OMI, ya que el precio del destilado, los diferenciales de precio para crudos sour /sweet (acido /dulce) y los diferenciales de crudo ligero / pesado aumentarán.La optimización de las mezclas de productos les permitirá optimizar sus operaciones. Además, el precio del fueloil del tipo HSFO puede caer lo suficiente como para reemplazar el petróleo crudo con fueloil del tipo HSFO como una carga para la refinería. Un punto a evaluar el empleo de un fueloil del tipo HSFO como materia prima es que generalmente contiene un 30% de destilado y un 70% de residuos, lo que aumenta automáticamente el rendimiento de destilado de una refinería.
Las refinerías de conversión profunda también tendrán un incentivo económico para aumentar la capacidad de sus instalaciones (Revamping) de procesamiento de residuos.
Las refinerías que operan con crudos con bajos contenidos de azufre y producen fueloil del tipo LSFO, y las refinerías que no atienden el mercado de combustibles marinos probablemente estarán más protegidas de la reducción de la demanda de fueloil del tipo HSFO.
Para las refinerías que producen fueloil del tipo LSFO, la demanda del mercado y los precios de LSFO para combustible marino deberían aumentar al igual que los precios del petróleo crudo con bajo contenido de azufre (sweet crude oil).
Los refinadores que no atienden mercado de bunkers marinos no deberían ver reducida su demanda residual a menos que transporten el combustible a las áreas costeras, ya que estarían sirviendo a los mercados locales. Sin embargo, estas refinerías continentales (inland) seguirán sujetas a los cambios de precios en el destilado, así como a los diferenciales de precios más amplios para el crudo liviano / pesado y el dulce / ácido.
El análisis de Stillwater sugiere que la mayoría del fueloil del tipo HSFO actualmente consumido como combustible marino proviene de la categoría de craqueo de las refinerías que procesan crudos ácidos. Estas son las refinerías que requieren con mayor urgencia un plan para la disposición alternativa de sus materiales residuales actualmente destinados a las ventas de HSFO marino.
El fuel oil residual ha tenido históricamente un precio del 70-85% del precio del petróleo crudo. Cualquier ampliación de los diferenciales de crudo / HSFO debido a IMO 2020 solo aumenta el impulso económico para los proyectos de mejora de residuos de las refinería
Estando a finales del año 2017 queda muy poco tiempo hasta el 1 de enero de 2020, cuando entre en vigor la Norma IMO 2020. Esto es muy poco tiempo para iniciar un proyecto de conversión de residuales.
En esta situación los refinadores de craqueo (Refinerías de Conversión) deberán depender de los cambios operacionales, el desmantelamiento del alcance de los pequeños mercados o los cambios comerciales para reducir su exposición al mercado marino de fueloil del tipo HSFO.
Para las refinerías de conversión que craquean crudo ácido, esos cambios pueden ser uno o una combinación de:
1.- Cambio de una dieta de crudos ácidos para pasar al procesamiento de crudos dulces.
2.- Conversión de unidades de FCC al modo de craqueo residual
3.- Aumento de los puntos de corte de la unidad de destilación al vacío.
4.- Optimizar el uso de corrientes de refinería no residuales utilizadas para producir combustible conforme.
5.- Vender material residual con alto contenido de azufre a las refinerías cercanas como materia prima
6.- Realizar alianzas con los armadores para contratar el suministro de fueloil del tipo HSFO del refinador a cambio de que el refinador proporcione el capital para la instalación de las instalaciones de depuración de buques
7.- Cambiar operación de la refinería a la produciendo asfalto.
8.- Para compañías que operan refinerías múltiples, algunas con algunas conversiones profunda, se puede lograr el cambio de dieta de crudos y la optimización de los residuos HS entre refinerías dentro del sistema para su uso como materia prima para unidades de conversión profunda.
9.- Continuar produciendo y vendiendo fueloil del tipo HSFO reconociendo que la demanda del mercado y los precios serán más bajosEl tiempo es esencial para las refinerías de craqueo con alto contenido de azufre.
Cada uno de los cambios potenciales mencionados arriba puede ser una oportunidad también si el refinador comienza a ejecutar una estrategia para aprovechar los cambios que traerá la Regla 2020 de la OMI.
Para las refinerías de conversión profunda con capacidad de destrucción de residual y que disponga de las instalaciones de procesamiento asociadas, habrá un fuerte incentivo para utilizar completamente o eliminar el cuello de botella de esa capacidad. Los planes deben hacerse teniendo en cuenta los detalles de la refinería, la ubicación y los mercados. Este proceso posicionará al refinador para sacar provecho de los cambios en el mercado que IMO 2020 traerá.
El aumento de la utilización de la capacidad podría provenir de la compra de existencias residuales de otras refinerías, la modificación de las dietas de crudo para capitalizar la capacidad de manejar más material residual con alto contenido de azufre, aumentar las corridas de las refinerías o una combinación de éstas.
Las refinerías de conversión profunda pueden tener fuertes incentivos económicos de corto plazo para expandir su conversión y las capacidades de las instalaciones de procesamiento asociadas.
El desafío de planificación para un refinador es que las incógnitas superan con creces los conocimientos sobre los criterios de los que dependen los refinadores para tomar decisiones.
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.
Para las refinerías que ´producen fueloil del tipo LSFO, la demanda del mercado y los precios de LSFO para combustible marino deberían aumentar al igual que los precios del petróleo crudo con bajo contenido de azufre.
Los refinadores lejanos a los mercados de bunkers marinos no deberían ver reducida su demanda fueloil (residual) a menos que transporten el combustible a las áreas costeras, ya que estarían sirviendo a los mercados locales. Sin embargo, estas refinerías continentales seguirán sujetas a los cambios de precios en el destilado, así como a los diferenciales de precios más amplios para el crudo liviano / pesado y el crudo ácido /dulce.
Finalmente, el análisis de Stillwater sugiere que la mayoría del fueloil del tipo HSFO actualmente consumido como combustible marino proviene de la categoría de craqueo de las refinerías que procesan crudos ácidos.
Estas refinerías de conversión son las que requieren con mayor urgencia un plan para la disposición alternativa de sus materiales residuales actualmente destinados a las ventas de fueloil del tipo HSFO marino. El fueloil residual ha tenido históricamente un precio del 70-85% del precio del petróleo crudo. Cualquier ampliación de los diferenciales de crudo / fueloil del tipo HSFO debido a IMO 2020 solo aumenta el impulso económico para los proyectos de mejora de los residuos de las refinerías.
¿Qué PASARA EN EL PERU?
Se verá en la Parte II de esta publicación. Como adelanto Refinería Talara va camino a ser una refinería de conversión profunda mientras que Refinería La Pampilla está completando su modernización y adecuación a normas ambientales como refinería de conversión.
JAS/JSG