Muy pocas refinerías han decidido sus planes para hacer frente a los cambios en los combustibles marinos que tendrán lugar en 2020

Los resultados de una reciente encuesta llevada a cabo por la consultora KBC sugieren que alrededor del 85% de los refinadores no han hecho aún planes para hacer frente a la previsible caída de la demanda mundial de fuelóleo de alto contenido de azufre (High Sulphur Fuel Oil, HSFO) en 2020, mientras se espera que la demanda mundial de combustibles destilados bajos en azufre (Ultra Low Sulphur Destilated, ULSD) aumente en 3,5 millones de barriles/día en 2020. Todo ello como consecuencia de la rebaja impuesta por la OMI del límite mundial de azufre para los combustibles marítimos, desde el 3,50% hasta 0,50% a comienzos de 2020.

Además, se espera que el nuevo límite de azufre en 2020 impulse la demanda de destilados de bajo contenido de azufre para producir combustibles marinos compatibles mediante mezclas (blending). Otros ajustes son posibles en el corto plazo, como el uso de crudos dulces (bajos en azufre) como materia prima, pero se espera, en todo caso, que aumente el diferencial de precios entre los combustibles destilados y residuales.

En julio, KBC preguntó a las refinerías de los EE.UU., Europa, la ex Unión Soviética y Sudáfrica sobre sus actitudes ante la próxima regulación. KBC ha revelado que sólo el 15% de los refinadores han decidido ya cómo van a gestionar el cambio en la demanda asociado. No obstante, algunas refinerías han anunciado que están haciendo cambios en la producción, o están pensando en ello.

KBC estima que el nuevo límite de azufre de 2020 para los combustibles marinos probablemente motivará que la demanda de HSFO caerá en más de 2 millones de b/d. El mismo informe indica que entre el 10 y el 15% de los buques habrán instalado depuradores que les permitirán seguir utilizando HSFO más allá de 2020.

Una observación clave del informe de KBC y de otros anteriores es que los refinadores necesitan encontrar una salida para el HSFO, porque es un subproducto inevitable de la operación de las refinerías y, si no pueden darle salida, se verán obligados a cortar la producción total o incluso a cerrar. Las refinerías menos complejas, con una alta producción de HSFO son las que tienen más problemas, mientras que las refinerías complejas con instalaciones de cracking catalítico y de conversión de coque pueden reducir su el HSFO al 3% o menos de la producción total.

El problema al que se enfrenta la industria del refino y, por extensión, los suministradores de combustibles para uso marítimo, es que las grandes conversiones de las refinerías para reducir la producción de HSFO y aumentar la de ULSD son costosas y requieren bastante tiempo para ponerlas en marcha. Por ello, grandes inversiones que aún no se han previsto y aprobado es poco probable que estén operativas para 2020. Y como la introducción de depuradores puede aumentar rápidamente a partir de entonces, la demanda de HSFO, y por lo tanto su precio, podría recuperarse, lo que constituye una incertidumbre adicional para la toma de decisiones por las refinerías.

No obstante, algunas refinerías señalan que han tomado nota de la decisión de la OMI de aplicar el límite de 0,50% de azufre en 2020 y están planeando cambios en sus perfiles de producción en respuesta al impacto de la nueva regulación.

Una de ellas es la refinería Rheinland en Wesseling, Alemania, propiedad de la petrolera Shell. Actualmente está investigando la posibilidad de ampliar su planta de procesamiento de productos residuales, puesto que "los residuos de alto contenido de azufre utilizados hasta ahora para la fabricación de combustibles marítimos ya no serán comercializables".

Esta refinería, que tiene una capacidad anual total de alrededor de 16-17 millones de toneladas, aún no ha presentado documentos oficiales formales para estos planes, pero ha mantenido conversaciones iniciales con políticos y asociaciones medioambientales para presentar planes preliminares para un potencial proyecto de inversión. Esto significa que aún no se dispone de información detallada sobre la dimensión, el coste y el calendario del proyecto, y es incierto si estará listo a tiempo para 2020. La dirección de la refinería dijo que tienen previsto más contactos.

Otro refinador, Par Petroleum, ha informado públicamente sobre sus planes para mejorar su refinería de Hawái, de 93.000 b/, para reducir la producción de HSFO y producir más diésel de bajo contenido de azufre (ULSD) y combustible de aviación. Este plan incluye un hidrogenador diésel de 10.000 b/d que reducirá la producción de hidrocarburos residuales al 4%, según declaraciones de su director general, Joseph Israelen una entrevista concedida a S & P Global Platts a principios de agosto.

Aunque la producción de HSFO de esta refinería se utiliza principalmente por las centrales eléctricas locales para generar electricidad en Hawái o se envía a Extremo Oriente, la decisión del refinador está ligada a las expectativas de menor demanda y un precio muy bajo para HSFO a partir de 2020 y mejores márgenes para ULSD. La unidad citada está programada para entrar en línea en el primer trimestre de 2019, y su coste de construcción se dice que será relativamente bajo, 27 millones de $, porque la refinería ya tiene una planta de producción de hidrógeno que actualmente produce más hidrógeno que el que necesita la refinería.

Para la refinería Par, una consideración importante para la inversión fue que la nueva unidad de refinería tendrá la flexibilidad de cambiar entre hacer combustible a reacción o ULSD, dependiendo de los márgenes en el momento.

13/9/2017

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