Para 2016, el gasoil no podría superar un contenido de azufre de más de 30 ppm
El crudo extraído de forma no convencional es más liviano que el Medanito. A raíz de eso, las refinadoras evalúan solicitar una postergación de las metas ambientales previstas para 2016.
Las compañías con plantas de refinación de petróleo evalúan presentar a la Secretaría de Energía una propuesta para diferir la aplicación de normativas de alcance medioambiental hasta definir qué tipo de petróleo se producirá a futuro en Vaca Muerta, la formación de roca generadora de hidrocarburos de la cuenca Neuquina que está empezando a ser explotada por los productores.
Sucede que algunas petroleras que están empezando a extraer shale oil (petróleo de arcillas) de Vaca Muerta constataron que el crudo no convencional tiene características diferentes del Medanito que se produce históricamente en la cuenca. En rigor, el shale oil es más liviano. Las primeras perforaciones en Vaca Muerta aportaron petróleo con hasta 48 grados API, cuando el promedio del Medanito no supera los 37 grados.
Así lo confirmó Juan José Aranguren, presidente de Shell, que está explorando tres áreas con potencial no convencional en Neuquén. La petrolera anglo-holandesa perforó el área Cruz de Lorena, ubicada en la periferia de Loma Campana, donde YPF y Chevron realizan el primer cluster de desarrollo masivo de shale oil. Allí, extrae petróleo de arcillas que oscila entre los 38 y los 48 grados API. Ese tipo de hidrocarburos contiene entre dos y tres veces menos azufre que el Medanito.
“Las compañías que estamos produciendo petróleo de Vaca Muerta vemos que la calidad del crudo está cambiando y para mejor. Se trata de un hidrocarburo más liviano que el que normalmente procesamos de la cuenca, y tiene un menor contenido de azufre. Por ese motivo, estamos pensando en informar a las autoridades que es difícil encarar la inversión tendiente a reducir los niveles de azufre cuando no conocemos qué tipo de materia prima tendremos a disposición para procesar en nuestras plantas”, explicó Aranguren en diálogo con El Inversor Energético & Minero.
Objetivos ambientales
La Resolución 1283/2006 de la Secretaría de Energía –luego modificada por algunas normas complementarias– estableció que a partir de 2016 el gasoil grado 2, el más solicitado por el mercado, no podrá tener más de 30 partes por millón en peso (mg/kg) de azufre. El mismo requerimiento se aplicará para la alconafta o la nafta grado 2.
Para cumplir con ese objetivo, las refinadoras –lideradas por YPF, Shell, Axion energy (ex Esso), Petrobras y Oil– deberán concretar inversiones significativas a fin de optimizar los procesos de destilación en sus instalaciones.
“Frente a ese escenario, las empresas estamos analizando solicitar la postergación del ingreso de una nueva especificidad (de combustibles) hasta tener mayor información acerca de cuál será el tipo de crudo que tendremos al alcance”, admitió Aranguren.
Este medio intentó comunicarse con el resto de los jugadores del downstream, pero no obtuvo respuestas. ›|‹
[divider]
No a una nueva refinería
Durante su presentación en el Senado para defender la sanción de la nueva Ley de Hidrocarburos, Miguel Galuccio, CEO de YPF, señaló en octubre que la Argentina deberá empezar a pensar, en el mediano plazo, en la construcción de una nueva refinería para cubrir la expansión de la demanda a futuro de combustibles.
¿Coincide con esa apreciación?, preguntamos al presidente de Shell.
No creo que sea así. Las refinerías se ubican donde están los mercados. También depende de que haya crudo suficiente. Y además hay una cuestión que se relaciona con la escala: en la Argentina, las refinerías que tenemos hoy son de otra época; la más grande posee una capacidad para procesar 180.000 barriles por día. En la actualidad, no se construyen nuevas plantas por menos de 350.000 barriles diarios. Además, el mercado argentino consume 600.000 barriles por día de crudo.
Sí pienso que en algún momento podría construirse una refinería entre Brasil y la Argentina en el sur de Porto Alegre, abastecida con crudo argentino y brasileño.
Lo que creo que seguirá ocurriendo en nuestro país es que se van a continuar implementando obras de ampliación en las refinerías que ya existen.
Es decir, si hay capacidad instalada para refinar 15.000 metros cúbicos diarios (m3/d), se puede pensar en agregar un tren de destilación para procesar 25.000 m3/d a fin de utilizar otros servicios auxiliares y otras facilidades.