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• Pau Zalazar

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Información Estadística de la Industria Petroquímica y Química de la Argentina

31ª Edición Julio 2011

San Martín 910 - 3º Piso - C1004AAT Buenos Aires - Argentina Tel. y Fax: (54-11) 4312-2556 / 2561/ 2569 E-mail: [email protected] - Web: www.ipa.org.ar

Las imágenes de tapa corresponden a la planta de Superfosfato simple (SPS) del Complejo Industrial y terminal portuaria de Ramallo (Bs.As.) y a la planta de Tiosulfato de amonio del Complejo Industrial de Campana (Bs.As.) de la empresa Bunge Argentina S.A.

Visión

Que el Instituto Petroquímico Argentino sea la entidad de referencia para sus asociados: instituciones oficiales y privadas, empresas, profesionales independientes, en cuanto a información y capacitación. Misión

Promover el desarrollo de la Industria Petroquímica mediante el mantenimiento de un centro de información y la preparación de informes, estudios, publicaciones, cursos, talleres, jornadas y congresos. Capacitar para formar adecuados recursos humanos.

Otorgar distinciones honoríficas y premios a entidades y personas destacadas en el área de la Industria Petroquímica. Objetivos Promover la investigación tecnológica aplicada. Realizar estudios y análisis sectoriales.

Capacitar a técnicos y profesionales para la actividad del sector.

Realizar otros servicios que contribuyan al desarrollo de la Industria Petroquímica.

CONSEJO DIRECTIVO Lo integran los miembros del Comité Ejecutivo y representantes de Empresas Socias, Entidades Científico Profesionales y Socios Personales.

COMITÉ EJECUTIVO Presidente

Jorge de Zavaleta

Vicepresidente 2º

Luis E. Acevedo

Vicepresidente 1º Secretario

Jorge Moure

Manuel Díaz

Prosecretario

Oscar Soto

Protesorero

Néstor Ramírez

Tesorero

Director Ejecutivo

Orlando A. Martínez Alfredo G. Friedlander

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INSTITUTO PETROQUÍMICO ARGENTINO EMPRESAS SOCIAS

SOCIOS INSTITUCIONALES

Asociación Argentina de Ingenieros Químicos

Asociación Química Argentina

Instituto Argentino de Normalización y Certificación

Cámara de la Industria Química y Petroquímica

Instituto Argentino del Petróleo y del Gas

Cámara Argentina de la Industria Plástica

Asociación Petroquímica y Química Latinoamericana

Instituto de Investigación en Catálisis y Petroquímica

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ÍNDICE Indice General

Reseña histórica de empresas socias

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Introducción

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Energía y materias primas

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Indice de precios - P.B.I. Mapa petroquímico

Producción petroquímica Productos petroquímicos Productos químicos Empresas

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55 59

67

145 155

Indice de Anunciantes PETROKEN PETROQUÍMICA ENSENADA S.A. Retiro de tapa ALTA PLASTICA S.A. 21 BRASKEM PETROQUÍMICA S.A. 25 BUNGE ARGENTINA S.A 29 CARBOCLOR S. A. 33 CHEMICAL WEEK 37 COMPAÑÍA MEGA S.A. 41 CARRERA DE POSGRADO IPA 45 DOW ARGENTINA 49 FAVRA S.A.I.C. 53 GRUPO GAFOR 57 GRUPO LINDE GAS ARGENTINA S.A. 61 HUNTSMAN ARGENTINA S.R.L. 65 INDURA ARGENTINA S.A. 69 PETROBRAS ARGENTINA S.A. 73 PETROQUÍMICA CUYO S.A.I.C. 77 PETROQUÍMICA RIO TERCERO S.A. 81 PROFERTIL S.A. 85 REVISTA PETROQUÍMICA 89 SKANSKA S.A. 93 SOLVAY INDUPA S.A. 97 TECNA S.A. 101 TECHINT CIA. TECNICA INTERNACIONAL S.A.C.I. 105 YPF S.A. 109 PRAXAIR ARGENTINA S.R.L. Retiro de Contratapa AIR LIQUIDE ARGENTINA S.A. Contratapa

Breve reseña histórica de empresas socias del IPA

COMPAÑÍA MEGA

Mega es una empresa argentina que opera desde abril del 2001. Tiene como eje principal del negocio agregar valor al gas natural a través de la separación y el fraccionamiento de sus componentes ricos, recuperando el etano, que constituye la principal materia prima de la industria petroquímica argentina, y aprovechando el resto de los componentes líquidos (etano remanente, propano, butano y gasolina natural) para otros mercados.

Es una sociedad integrada por la compañía argentina YPF (38%), la brasilera Petrobras (34%) y la americana Dow Chemical (28%).

YPF incrementó sus ventas de gas natural de sus yacimientos de la Cuenca Neuquina, principalmente de Loma La Lata, al suministrar en forma exclusiva la materia prima a Mega. En tanto, Dow Chemical se aseguró el suministro de etano para la expansión del Polo Petroquímico de Bahía Blanca, posicionando la capacidad de producción de PBBPolisur (Dow Chemical) en niveles competitivos a escala internacional con la compra de aproximadamente 540 mil toneladas por año de etano para la producción de etileno y polietileno. Por su parte, Petrobras dispone con Mega de una fuente de gas licuado más cercana y constante que reemplaza parte de sus importaciones, para lo cual compra aproximadamente 365 mil, 235 mil y 210 mil toneladas por año de propano, butano y gasolina natural, respectivamente.

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Esquema de proceso

La Planta Separadora es abastecida por una corriente de gas natural de hasta 40 millones de metros cúbicos por día para alimentar el proceso en el que se retienen líquidos por el equivalente de aproximadamente 6 millones de metros cúbicos por día, retornando el “gas seco” o metano a YPF que lo distribuye de acuerdo a la demanda. Los líquidos son transportados por un poliducto de 12 pulgadas de diámetro, a través de 600 kilómetros que separan Neuquén de Bahía Blanca donde se ubica la Planta Fraccionadora. En ella se separa la mezcla de líquidos que recibe la planta fraccionadora en etano, propano, butano y gasolina natural para ser enviados a los centros de consumo. Esta planta posee instalaciones especialmente construidas para el almacenamiento y despacho de los productos líquidos. Sistema de Gestión

La compañía implementó un Sistema de Gestión certificado en diciembre del 2002 a través de una Auditoría Externa. Hoy acredita el cumplimiento de los requisitos de ISO 9001:2008 (Gestión de Calidad), ISO 14001:2004 (Sistema de Medio Ambiente), OHSAS 18001:2007 (Sistema de Seguridad y Salud Ocupacional) aplicables a su proceso de Separación, Transporte, Fraccionamiento y Almacenamiento de los componentes líquidos del gas natural, despacho y venta de productos.

Mejoramos nuestra infraestructura

La realización del proyecto se basó en las reservas de materia prima y la calidad del gas producido por los yacimientos de la Cuenca Neuquina. La ubicación geográfica de las instalaciones es otro hito en la historia argentina dado que el proceso se divide entre una Planta Separadora y una Planta Fraccionadora conectadas entre sí por un ducto de 600 kilómetros de extensión que atraviesa cuatro provincias.

La Planta Separadora está ubicada en el corazón del mayor yacimiento de gas natural argentino, Loma La Lata, provincia de Neuquén. Una ventaja importante de esta ubicación es la cercanía con los gasoductos troncales que abastecen a los principales mercados de consumo del país.

La Planta Fraccionadora a su vez, se ubica en Bahía Blanca, provincia de Buenos Aires, dentro del Polo Petroquímico más grande del país. Se aprovechan así la infraestructura de un complejo industrial integrado, un puerto de aguas profundas que permite la exportación de sus productos líquidos y la escasa distancia que separa la planta de su consumidor de etano.

DOW

Acerca der DOW

Dow combina el poder de la ciencia y la tecnología con el "Elemento Humano" para innovar constantemente en lo que es esencial para el progreso humano. La Compañía conecta la innovación y la química con los principios del Desarrollo Sustentable, para ayudar a abordar los problemas más acuciantes del mundo, como la necesidad de agua potable, el aumento de la productividad agrícola, la generación de energías renovables y la conservación de energía. La cartera diversificada de Dow, líder del sector en especialidades químicas, materiales avanzados, agricultura y plásticos, ofrece una amplia gama de productos y soluciones basados en la tecnología a clientes de aproximadamente 160 países, en sectores de alto crecimiento como el electrónico, energético, agrícola, de revestimientos y el del agua. En 2010, Dow obtuvo ventas anuales de 53.700 millones de dólares y en la actualidad cuenta con una plantilla de aproximadamente 50.000 empleados. Los más de 5.000 productos de la Compañía se fabrican en 188 centros de 35 países de todo el mundo. Los términos "Dow" o la "Compañía" hacen referencia a The Dow Chemical Company y sus subsidiarias consolidadas, a no ser que se indique lo contrario. Para obtener información adicional acerca de Dow, visita www.dow.com o www.dowargentina.com.ar

Historia de la Compañía

The Dow Chemical Company fue fundada en 1897 en Midland, Michigan (EEUU), por Herbert H. Dow. En 1942 la Compañía inicia sus operaciones a nivel internacional, y en

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1957 constituye lo que hoy se conoce como Dow Argentina, comenzando en esta primera etapa la comercialización de productos manufacturados fuera del país.

La primera planta productiva es construida en Argentina en 1970 en la localidad de Puerto General San Martín, Provincia de Santa Fe. Cinco años después, las operaciones se amplían y se construye en el mismo complejo, la planta de fitosanitarios.

En 1982 comienza la producción de Polioles en la planta de Puerto General San Martín y en 1986 se pone en marcha su planta de especialidades. Cuatro años más tarde, con una nueva inversión en la misma localidad, Dow Argentina inicia las operaciones de Glicoles Éteres (Dowanol).

Asimismo, en 1995 el consorcio integrado por Dow Chemical, Repsol YPF e Itochu adquiere el 51% del paquete accionario de Petroquímica Bahía Blanca en poder del Estado. Estas privatizaciones son acompañadas por importantes cambios entre empresas privadas; a fines de 1995, junto con la compra de Petroquímica Bahía Blanca, Dow compra Polisur a Ipako y la planta de polietileno de alta densidad (ex-Petropol) a Indupa, el conjunto controlado por Dow Chemical pasa a denominarse PBBPolisur.

En 1997 Dow, Repsol YPF y Petrobras firman un acuerdo de accionistas y constituyen “Compañía Mega”. Mega cuenta con dos plantas, una ubicada en Loma de La Lata, Neuquén y la otra, fraccionadora, en Bahía Blanca. Ambas están conectadas por un gasoducto de 600 km que le permite a Dow Argentina producir etano, propano, butano y gasolina en su Complejo en Bahía Blanca.

Por otra parte, en 1998 Dow adquiere Mycogen / Morgan, una compañía de semillas y biotecnología ubicada en Colón, Buenos Aires y en Venado Tuerto, Santa Fe. El mismo año, Dow Argentina construye un nuevo laboratorio para el polietileno (PE) en Bahía Blanca seguido por la expansión de sus plantas de Polietileno de Alta Densidad (HDPE). En 2001 comienzan a operar las nuevas Plantas de Polietileno y Etileno en el Polo Petroquímico de Bahía Blanca,

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las que duplican la capacidad de producción de etileno y polietileno de Dow Argentina.

La Compañía continuó invirtiendo además en su negocio de Ciencias Agrarias y en 2006 inauguró la expansión de la planta de maíz en Venado Tuerto.

En 2009 Dow adquiere Rohm & Haas, integrándose también bajo el nombre de Dow Argentina. La adquisición es un paso muy importante para la estrategia de crecimiento de Dow en productos de performance y portfolio de especialidades, con vistas a lograr un desarrollo consistente. Se crea así un portfolio de negocios diversificado del orden de los 14.000 millones de dólares llamado División Dow de Materiales Avanzados. Este negocio combina las mejores tecnologías de ambas organizaciones, generando un amplio alcance geográfico y fortaleciendo los canales de mercado. Finalmente, en 2010 se amplía la producción de fitosanitarios en Puerto General San Martín, Santa Fe.

Actualmente Dow Argentina es el grupo de empresas químicas, pretroquímicas y agrícolas más grande y respetado del país. La Compañía opera a través de sus subsidiarias Dow AgroSciences Argentina S.A., Dow Química Argentina S.A., Rohm & Haas Argentina SRL, y PBBPolisur S.A.

Dow ofrece una diversa gama de productos químicos especializados que atienden las necesidades de nuestros clientes en sus respectivos mercados. Como resultado de su desempeño, en 2010 alcanzó una facturación anual de 1.600 millones de dólares y generó empleo para 1.300 personas en forma directa, y para alrededor de 1.800 personas en forma indirecta. Además, la Compañía apoya el desarrollo profesional generando programas de capacitación en oficios con el objetivo de impulsar una mejor preparación laboral. Dow Argentina ha invertido en los últimos 15 años, alrededor de 1.400 millones de dólares en plantas y laboratorios de investigación y desarrollo, demostrando que su trayectoria se basa en el trabajo, el crecimiento continuo y, sobre todas las cosas, en la confianza en su gente y en el país.

PETROQUÍMICA CUYO

La historia del nacimiento del Polipropileno producido en Argentina Nace la idea….

A fines de 1977 el empresario Manuel Sielecki (Laboratorios Phoenix SA) y los accionistas de Quitral-Co SA; Sres. Guillermo Triest, Pedro Querio y Raul Fasciolo, toman la decisión de invertir en la industria petroquímica. A raíz de ello contratan los servicios profesionales de dos Ingenieros químicos: Mario Pombo y René A. Dubois para realizar un primer análisis de posibilidades.

Surge el polipropileno como la alternativa mas interesante, con materia prima disponible en el corte de C3 de Refinería de Luján de Cuyo YPF, Pcia. de Mendoza y la localización de la planta en el parque industrial del mismo nombre, frente a dicha refinería. Se crea así Petroquímica Cuyo S.A.I.C., y el Ing. Federico Querio es su primer Gerente General.

En 1978 una empresa consultora recién formada desarrolla el anteproyecto y comienzan las gestiones ante organismos gubernamentales para su aprobación de acuerdo con la legislación vigente de Promoción de la Industria Petroquímica; Decreto 592/73, reemplazado poco después por el Decreto 814/79 que “establecía diversos beneficios fiscales, tales como diferimientos y desgravaciones impositivas”.

Se recurrió, en un primer momento, a la firma inglesa ICI para licenciar la tecnología necesaria para la planta productora de polipropileno y en base a ella se realizó el anteproyecto presentado ante la Secretaría de Industria.

En ese momento, el proyecto de Petroquímica Cuyo debió competir, ante las autoridades gubernamentales, con otros dos, uno de ellos a instalarse en Ensenada utilizando también materia prima de YPF, pero de la Refinería La Plata.

fuese económicamente viable.

Por ese tiempo, una publicación de “Modern Plastics” hace referencia a un nuevo proceso de producción de PP, diseñado por BASF de Alemania, en fase gas, con una capacidad modular de 20.000 t/a de PP y la posibilidad de producir también copolímeros con etileno. Esta novedad tecnológica determina que en 1981, después de arduas negociaciones, tanto externas como locales, se lleve a cabo el cambio de tecnología del proyecto adoptando el proceso NOVOLEN de BASF A.G.

Hasta ese momento solo existían dos plantas de escala comercial, con esta tecnología, una en Wesseling, Alemania de la firma ROW (BASF/SHELL) de 60.000 t/a y la otra en Morris, Estados Unidos de la firma NPC de 90.000 t/a con puesta en marcha en 1977 y 1978, respectivamente. Sin duda, Petroquímica Cuyo apostó con éxito por esta tecnología, pese a los riesgos que implicaba la elección de un proceso altamente competitivo, abarcativo en términos de grados a producir, pero muy novedoso.

A raíz de esta posibilidad de modulación de la producción, el proyecto original se dividió en dos etapas de 20.000 t/a cada una y durante el año 1982 se inician las tratativas para acordar la financiación y compra del equipamiento. En medio de esas gestiones, el día 2 de abril estalla la Guerra de Malvinas y el proyecto se paraliza pues se congelan todos los créditos del exterior para la Argentina.

Luego del conflicto bélico comienza la difícil tarea de conseguir financiación bajo las nuevas reglas de juego para nuestro país.

La solución es aportada por la Corporación Financiera Internacional (organismo del Banco Mundial) que en 1983 se incorpora a P. Cuyo como socio con aporte mínimo de capital y concesión de un préstamo, que permite llevar adelante el proyecto.

Después de numerosas etapas de análisis y encuentros con los tecnólogos, la Secretaría de Industria aprobó el proyecto de Petroquímica Cuyo y autorizó la instalación de una planta de 40.000 t/a de capacidad, para la producción de polipropileno, con tecnología de ICI en fase líquida (proceso Slurry), otorgándole los beneficios promocionales de la legislación vigente.

Sin embargo el proyecto, que se basa en el potencial de generación de propileno contenido en corte C3 de la Refinería Lujan de Cuyo, tropieza con el retraso en la construcción del segundo cracker catalítico de la misma, y por lo tanto, con la inseguridad para que la operación industrial

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Comienza la construccion de la planta…..

Entre varias ofertas disponibles, se seleccionó a Lurgi GMBH para realizar la Ingeniería de detalle, el suministro de los equipos importados, la coordinación general del proyecto y la puesta en marcha, quedando la construcción y montaje de la planta a cargo de la empresa SADE.

En 1985 se coloca la piedra fundamental, en el predio del Parque Industrial de Luján de Cuyo.

La planta se pone en marcha…

En 1988, después de 10 años venciendo toda clase de obstáculos, la planta arranca con todo éxito. Hechos importantes de la trayectoria posterior

La empresa mantuvo una posición pionera en el mercado petroquímico argentino y fue así como en 1990 inició la pro-

ducción de copolímeros random y dos años después la de copolímeros bloque.

La adopción de un nuevo catalizador, en 1996, le permitió acceder a una nueva variedad de productos y así fue como en 1998 empezó a producir “reactors blend” y en los años siguientes terpolímeros, Copolímeros random tipo III y random bloque.

La experiencia adquirida en esos años y la permanente actualización tecnológica de sus procesos le permitieron, en el año 2004, realizar un acuerdo de complementación y desarrollo tecnológico con Novolen Technology Holdings, para el desarrollo de productos, procesos y catalizadores para polipropileno.

La capacidad de producción de la planta ha sido paulatinamente incrementada, a lo largo de estos años. De las 40.000 t/a originales, en 1999 había alcanzado las 90.000, en el 2006 completó las 100.000 t/a y, a partir de 2007, su capacidad instalada es de 130.000 t/a.

Por la política de calidad y sustentabilidad que alentó su desarrollo inicial, la empresa también fue pionera en certificaciones de calidad, medio ambiente e higiene y seguridad ocupacional, donde se cumplieron estos hitos: 1993: Certificación en Gestión de la Calidad ISO 9002 1995: Certificación en Gestión Ambiental BS 7750/ISO 14001 1996: Certificación ISO 9001 1998: Certificación de Seguridad y Salud Ocupacional BS 8800 2005: Certificación en Gestión de Seguridad y Salud Ocupacional OHSAS 18001 Las recertificaciones periódicas indican que se continúa en el mismo camino.

PETROKEN PETROQUÍMICA ENSENADA

La Sociedad PETROKEN Petroquímica Ensenada S.A., cuyo objetivo básico es la producción y comercialización de polipropileno y materiales relacionados, fue fundada en 1988, y constituída originalmente por los accionistas Shell CAPSA e IPAKO S.A. (49 y 51 % respectivamente).

En los últimos meses del año siguiente comenzó la construcción de la planta en la ciudad de Ensenada, Pcia. de Buenos Aires, sobre un terreno de 11 hectáreas cercanas a la Refinería de YPF, inaugurándose en abril de 1992.

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La planta se diseñó originalmente para producir 100.000 t/a de Polipropileno, según el proceso LIPP de Shell, el más

avanzado tecnológicamente. Fue construida parcialmente en el Japón en módulos, transportada por barco e instalada en Ensenada con las obras complementarias para su funcionamiento. La inversión inicial ascendió aproximadamente a los 200 millones de dólares.

En junio de 1994 YPF S.A. adquirió la participación accionaria de IPAKO SA, y en el mismo acto vendió a Shell CAPSA el 1% de las acciones, con lo que cada uno quedó con el 50%, y por acuerdo de los accionistas el gerenciamiento de la Empresa fue cedido a Shell. En diciembre 1994 logró certificar el Sistema de Gestión de la Calidad de acuerdo a la norma ISO 9001 por Bureau Veritas Quality International. Esta certificación abarca los procesos

de diseño, desarrollo, fabricación, comercialización y asistencia al cliente.

Petroken PESA asumió desde su inicio, frente a la comunidad, sus clientes, proveedores, contratistas y sus accionistas, una política de mejora continua de su desempeño ambiental. Este principio se transformó en un compromiso público manifestado mediante la certificación de su sistema de Gestión Ambiental por la norma ISO 14001, habiendo sido la primera empresa de la Pcia. de Buenos Aires, en agosto de 1996, en obtener esa certificación.

En diciembre de 1997 Shell CAPSA transfirió su 50 % en Petroken PESA a MONTELL POLYOLEFINS COMPANY (empresa 100 % perteneciente a Shell International), por lo que los accionistas pasaron a ser: MONTELL (50 %), líder mundial en Polipropileno e YPF S.A. (50 %), la principal empresa en Argentina líder en materias primas petroquímicas. Posteriormente en el año 2008, las acciones de YPF S.A. pasaron a manos de REPSOL.

A fines del mes de junio de 1999, PETROKEN PESA, completó la ampliación de la capacidad de producción de su planta de Polipropileno de 130.000 a 180.000 t/a, con una inversión de 25 millones de dólares. Esa inversión generó importantes economías de escala que permitió consolidar su estrategia de crecimiento basada en el liderazgo en el mercado interno y una presencia permanente en los mercados de exportación.

También se incorporaron modificaciones que aseguran para el próximo paso, una eficiente y rápida ampliación a 240.000 toneladas anuales.

Asimismo, en el mes de julio de 1999, se puso en marcha en sus terrenos de Ensenada, la nueva Planta de Materiales de

Avanzada, en la cual se invirtieron 14 millones de dólares, con una capacidad de producción de 12.000 toneladas año, dedicada a producir compuestos de poliolefínas a medida de los clientes del mercado de Argentina y de países vecinos. La tecnología permite obtener un espectro de propiedades del producto muy amplio para servir a aplicaciones muy diferentes, en gran medida, ligados a la industria automotriz.

También durante el año 1999, Petroken certificó su Sistema de Gestión de Seguridad y Salud Ocupacional según la norma BS 8800, actualmente OH-SAS 18001, pasando de este modo a poseer un Sistema de Gestión integrado de Salud, Seguridad, Medio Ambiente y Calidad. Petroken es miembro del Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica y ha recibido destacadas calificaciones como resultado de las auditorías periódicas realizadas en la planta en el contexto de dicho Programa.

En el año 2000 la Planta de Materiales de Avanzada fue incorporada al Sistema de Gestión certificado de Petroken, según las normas ISO 9001, ISO 14001 y OH-SAS 18001.

Asimismo en ese año, la Sociedad Petroken quedó conformada por dos líderes indiscutidos: REPSOL – YPF S.A. el principal proveedor de materias primas petroquímicas del país, y BASELL POLYOLEFINS, empresa líder mundial en tecnología, producción y comercialización de polipropileno.

Durante el 1° trimestre del año 2002, se incorporaron en la Planta de Materiales de Avanzada, dos líneas más de producción que permitió elevar la capacidad de producción de la planta a 22.000 t/a. En Septiembre 2005 el grupo holandés Basell International

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Holding cerró la adquisición del 50% que tenía Repsol YPF en Petroquímica Ensenada SA (Petroken) y así pasó a controlar el 100% de la compañía.

Actualmente Petroken PESA, es propiedad 100% de Lyondell Basell Polyolefins, la mayor compañía de polipropileno a nivel mundial y un importante proveedor de poliolefinas, y propietario de tecnología líder para la producción de polipropileno así como de otras poliolefinas Principales acciones de PETROKEN PESA para con la comunidad.

Desde su inicio PETROKEN PESA, tuvo una activa participación en la comunidad de Ensenada, en acciones vinculadas con el medio ambiente, la salud, la cultura, y la educación. Cabe mencionar por ejemplo las siguientes:

Desde su radicación en Ensenada, y en el marco del Convenio de forestación con el Municipio, se ha donado a lo largo de 10 años, más de 20.000 árboles haciéndose la empresa cargo de los costos de provisión y reposición de árboles, insumos, y mano de obra. Se destaca entre las forestaciones, las palmeras que hoy adornan en toda su extensión la Avda. Horacio Cestino.

Aportó a partir de 1999 a la Escuela de Educación Técnica N° 1 de Ensenada el equipamiento e insumos destinados al proyecto educativo para el montaje de una línea de producción

de sillas y mesas, en el marco de Créditos Fiscales otorgados por el Consejo Provincial de Educación Técnica, y a la ENET N° 2 computadoras de última generación, para la puesta en marcha de una nueva sala de informática en el marco de un Crédito Fiscal otorgado por el INET.

La Empresa, participó activamente en el lanzamiento de la bandera ensenadense, habiendo donado conjuntamente con Siderar las banderas de ceremonia de todos los establecimientos educativos del Distrito, y la de flameo de la Plaza Belgrano, izada por primera vez durante el mes de noviembre del 2000.

Auspició en el año 2000 el “Primer Mural Artístico” de valorización de los recursos naturales y puntos históricos ensenadenses”, realizado en una pared exterior de la Escuela N° 10.

Auspició en el año 2003, el “Segundo Mural Esgrafiado” que refleja: la labor de los obreros que construyeron a pico y pala el Puerto en Ensenada, una tradicional cantina siciliana, un antiguo puente levadizo holandés sobre el canal, y una de las barcazas que transportaban frutas y leña desde las islas hacia la ciudad. Fue realizado por la Muralista Cristina Terzaghi y su equipo de colaboradores.

Durante el año 2004 con motivo de celebrarse el día del Ex alumno Don Bosco, y en adhesión a los 150 años de la creación de la Parroquia Nuestra Señora de La Merced, se inauguró con el auspicio de PETROKEN, el tercer mural esgrafiado. El mural de grandes dimensiones, ubicado en la principal Plaza de la ciudad de Ensenada, muestra la figura de Don Bosco, rodeado de jóvenes, entre los que se encuentra Ceferino Namuncurá y Laura Vicuña. Durante el año 2004, la Compañía acordó con el autor del libro “ENSENADA, una lección de historia 1570 a 1970” ciudadano ilustre, Prof. Carlos Asnaghi, la segunda edición del mismo.

Esta Segunda Edición, salió a la luz en virtud de una decisión de PETROKEN Petroquímica Ensenada S.A., que apreciando el significativo valor historiográfico del citado texto, financió íntegramente la reimpresión de la obra, con el objetivo de que todos las instituciones educativas, de bien público, bibliotecas y organizaciones comunitarias del Partido de Ensenada dispongan de un ejemplar de la misma.

Asimismo brinda apoyo a distintas instituciones de la comunidad entre ellas, al Hospital Regional Horacio Cestino y a la prestigio Sociedad de Bomberos Voluntarios de Ensenada, etc.

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PETROQUÍMICA RIO TERCERO

PRIII fue creada en 1974, siendo la primera planta productora de TDI en Argentina –segunda en Sudamérica– La ubicación en Río Tercero se decidió dada la disponibilidad de provisión de las principales materias primas –gas natural, ácido nítrico, cloro, ácido sulfúrico– con el objeto de minimizar la logística de abastecimiento.

Aprovechando la alta disponibilidad de Ácido Clorhídrico que tiene PRIII en el año 2003 se instaló una planta productora de PAC (un moderno coagulante utilizado para la potabilización y tratamiento de agua) con una capacidad de 60.000 t/a.

Posteriormente en el mes de Febrero 2006 se lograron las certificaciones ISO 14001:2004 y OSHAS 18001:1999.

En Septiembre de 2009 se realizó el cambio del electrolizador DeNora y puesta en marcha de un nuevo electrizador Udhenora –mejora en tecnología– logrando optimizar la producción de cloro.

Durante el transcurso del año 2010 se efectuó la compra de 3 equipos –cisternas cloro– cumpliendo simultáneamente con las normas de Argentina, Brasil y Chile.

Para asegurar el suministro de cloro a la planta se instaló una planta de cloro-soda en PRIII. La construcción de la planta de TDI y Cloro se inició en 1976 y fue completada en 1980. La compañía inició la producción de TDI y Cloro en 1981, alcanzando la producción continua en Junio de 1982 y la capacidad de diseño de 16.000 t/a de TDI en 1986.

Desde los comienzos de Petroquímica Río Tercero, la capacidad de producción y calidad de los productos han permitido abastecer a los mercados más exigentes. En la actualidad Petroquímica Río Tercero trabaja día a día incorporando conocimientos y tecnologías de avanzada para mejorar aún más sus productos y desarrollar nuevas alternativas de negocios, consolidando y expandiendo así su posición en el mercado local y regional.

Desde ese momento, y con la aplicación de un programa de mejora continua de calidad y productividad, se fue incrementando la capacidad de producción de TDI hasta lograr en 2003 alcanzar las 28.000 t/a de TDI bajo normas ISO 9001:2000 y el Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente. En 1996 inició la actividad de comercialización y distribución de TDI la subsidiaria en Brasil, PRIII do Brasil Ltda.

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PROFERTIL

Importancia para la Economía Argentina

PROFERTIL invirtió inicialmente 705 millones de dólares para construir su planta industrial, por lo que fue distinguida en 2001 con el Premio Invertir que otorga la Fundación Invertir Argentina. Esta Fundación, entidad privada sin fines de lucro, promueve las inversiones en el país de empresas relacionadas con la producción de bienes y servicios. En el año 2002, finalizó una inversión adicional de 17 millones de dólares destinada exclusivamente al cuidado y la protección de la calidad del medio ambiente. Además de haber sido la más grande del mundo en su tipo (elabora, según capacidad de diseño, 1.100.000 toneladas de Urea Granulada por año en un solo tren o línea de producción), es considerada una planta “modelo”. Nuestra Historia

En el año 1996, nació el proyecto PROFERTIL en la Argentina. La planta, situada en Ingeniero White, Bahía Blanca, Provincia de Buenos Aires, aproximadamente a 700 kilómetros al sur de la Ciudad de Buenos Aires, posee una extensión de 64 hectáreas. En enero de 2001, se comenzó con la producción de Urea Granulada, y a partir del año 2002 se constituyó como sede central de la compañía. Se eligió Bahía Blanca como sede del emprendimiento por confluir en este lugar los principales gasoductos de la Patagonia. Así también, cuenta con un puerto de aguas profundas, especial para barcos de gran calado, que garantiza una adecuada salida marítima. Además, posee una excelente conexión vial y férrea, apta para el transporte de productos, que permite llegar rápidamente a las principales zonas agropecuarias del país. Ubicación

Está situada en Ingeniero White, Bahía Blanca, provincia de Buenos Aires, sobre la Costa Atlántica de Argentina, aproximadamente a 700 kilómetros al sur de la Ciudad de Buenos Aires, más precisamente en el área conocida como Zona Cangrejales, entre los puertos de Ingeniero White y Galván. Al emplazamiento, de 64 hectáreas de extensión, se puede acceder por vía terrestre, férrea y marítima. Se eligió Ingeniero White por diversas razones: » Es un puerto de aguas profundas, especial para barcos de gran calado. » Está próximo a gasoductos que aseguran el suministro de gas natural. » Posibilita el acceso a un muelle propio. » Se dispone en la zona de personal altamente calificado. » Se encuentra en una importante región agrícola. » Posee una excelente conexión vial y férrea. 16

Contribuyó a mejorar la Balanza Comercial del país en el orden de los 500 millones de dólares anuales al sustituir importaciones y generar saldos exportables. En este momento, el 75% de la producción se comercializa en el mercado local; sólo el 25% de la producción se exporta.

Aportó a Bahía Blanca, la comunidad de origen, 30 millones de dólares anuales en concepto de insumos, sueldos e impuestos. Generó 216 puestos de trabajo directos y 1.500 indirectos, por los servicios de mantenimiento, logística, distribución, comida y transporte de personal, entre otros, dando prioridad a empresas locales en igualdad de condiciones. Nuestros Accionistas

PROFERTIL está integrada en partes iguales por AGRIUM Inc., que fabrica y distribuye productos y servicios agrícolas en todo el mundo, tales como fertilizantes nitrogenados, fosfatados, potásicos y azufrados; e YPF, que explora y produce derivados de gas y petróleo. Visión, Misión y valores Misión

“Liderar la producción y comercialización mayorista de fertilizantes nitrogenados en el Cono Sur, contribuyendo al desarrollo sustentable del sector agropecuario y satisfaciendo las expectativas de los accionistas, empleados, clientes, proveedores, organismos gubernamentales y comunidades en las que operamos.” Visión

“Liderar continuamente el mercado argentino de fertilizantes nitrogenados, promoviendo su desarrollo, orientándolo a la urea granulada, intensificando el liderazgo en costos y com-

plementándolo con aspectos diferenciadores que mejoren nuestra competitividad.”

Valores

Ética: desarrollamos nuestras actividades con integridad y honestidad, actuando consistentemente.

Respeto: promovemos el respeto mutuo entre las personas y el cuidado responsable del medio ambiente y la seguridad.

Compromiso: damos lo mejor de cada uno para el logro de los objetivos acordados.

Profesionalismo: desarrollamos nuestras tareas, aplicando los mejores conocimientos y estándares de calidad para cada situación. RECONOCIMIENTOS Y PREMIOS

2001: Premio Invertir, otorgado por la Fundación Invertir Argentina (entidad sin fines de lucro que promueve las inver-

siones en el país de empresas relacionadas con la producción de bienes y servicios).

2003: Sello Baires a la calidad y Premio Exportar, otorgado por la Fundación Exportar en virtud de la apertura de Nuevos Mercados de exportación.

2007: el Balanced Scorecard Hall of Fame, otorgado por la organización Balanced Scorecard Collaborative / Palladium Group, galardonó y reconoció a Profertil entre una de las organizaciones del mundo que utilizan el Balanced Scorecard (BSC) en la implementación de estrategias, ejecución exitosa y, a la vez, por alcanzar resultados sobresalientes en las operaciones de mercado. 2008: Premio Nacional a la Calidad en la categoría Empresa Grande de Producción, reconocimiento otorgado por el Poder Ejecutivo Nacional a instancias de la Fundación Premio Nacional a la Calidad, luego de una muy estricta y rigurosa evaluación.

17

INTRODUCCIÓN

Esta 31a Edición de la Información Estadística de la Industria Petroquímica y Química de la Argentina tiene como objetivo ampliar y actualizar la información presentada en la edición anterior con el anhelo de que, del mismo modo, continúe siendo una contribución útil y fidedigna.

En esta oportunidad se continúa presentando breves reseñas históricas de empresas petroquímicas.

Las series estadísticas de producción, importación, exportación y consumo aparente corresponden a los años 2001-2010. Los datos de producción y capacidad instalada han sido provistos por las empresas; los de comercio exterior provienen del INDEC, corregidos o ampliados por estimaciones propias en los casos en que la información no es específica.

Cuando las importaciones o exportaciones representan pequeños volúmenes, los valores CIF o FOB no son representativos del precio real, por tal razón se decidió omitirlos (como ejemplo se mencionan los productos caucho policloropreno, ciclohexano, etileno, etiléngicol y metacrilato de metilo).

Dejamos constancia de nuestro agradecimiento a las empresas socias y no socias del Instituto, firmas importadoras y profesionales, como así también a las empresas que a través de su publicidad nos permiten mantener la continuidad de este esfuerzo.

19

ÍNDICE DE PRECIOS - PBI

INDICES DE PRECIOS

AÑO 2001

2002

2003

2004

2005 2006 2007 2008

2009

2010

INDICE DE PRECIOS MINORISTAS (BASE: 2001 = 100,0)

ARGENTINA 100,0

1

ESTADOS UNIDOS

125,9

100,0

2

101,6

142,8

103,9

149,1

106,7

163,5

110,3

181,3

113,8

197,3

117,1

213,9

121,6

249,6

123,1

227,3

121,1

(1) Fuente: Boletín Informativo Organización TECHINT.

PARIDAD CAMBIARIA OFICIAL

$/U$S1 1,00

3,27

2,95

2,96 2,93 3,08 3,12

3,18

3,73

3,92

(2) Fuente: U.S. Department of Labor - Bureau of Labor Statistics.

AÑO

PRODUCTO BRUTO INDUSTRIAL

HABITANTES (Millones)1

PBI A PRECIOS DE MERCADO (Millones de pesos a precios de 1993)2 Total

2001

36,3

263.997

2003

37,1

256.023

2002

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

36,7

37,5

37,9

38,3

38,8

39,2

39,6

40,1

235.236

279.141

304.764

330.565

359.170

383.444

386.704

422.130

(1) Fuente: INSTITUTO NACIONAL DE ESTADISTICA Y CENSOS (Censos 2001 y 2010)

(2) Fuente: MINISTERIO DE ECONOMÍA Y FINANZAS PUBLICAS

26

Industrias Manufactureras 40.627

36.176

41.952

46.977

50.480

54.975

59.153

61.842

61.503

67.547

ENERGÍA Y MATERIAS PRIMAS

PETRÓLEO RESERVAS (miles de m3) Cuenca

Austral Cuyana Golfo San Jorge Neuquina Noroeste Totales

Comprob

14.537 24.926 252.190 111.976 7.633 411.262

20061

Prob

4.363 6.371 47.371 81.809 8.749 148.663

Comprob

2007

15.464 25.153 248.954 117.778 8.596 415.945

Prob

8.447 7.860 81.218 50.412 2.406 150.343

Comprob

14.559 26.279 247.865 105.236 6.783 400.722

2008

Prob

6.435 4.692 70.088 48.884 1.533 131.632

Comprob

13.650 32.539 244.442 100.312 7.290 398.213

2009

Prob

6.391 10.603 69.689 48.063 1.321 136.067

Comprob

S/D S/D S/D S/D S/D 398.300

2010

Prob

S/D S/D S/D S/D S/D S/D

Fuente: Secretaría de Energía. Para 2009 se carece de infomación oficial al cierre del anuario. Se empleó BP statistics como fuente Observaciones: Comprob: Comprobadas Prob: Probables Reservas: Las Reservas son esas cantidades de hidrocarburos que se anticipan serán económicamente recuperadas de acumulaciones conocidas desde una fecha dada hacia delante. Se trata de la suma de un pronóstico de producción de un yacimiento dado hasta un límite económico y de acuerdo con las regulaciones gubernamentales vigentes. Probadas: Son las reservas que con razonable certeza pueden ser comercialmente recuperables con un nivel de confiabilidad de por lo menos 90%. Probables: Son aquellas reservas, no comprobadas, que en base al análisis de los datos geológicos y de ingeniería, se estima como más probable que sean comercialmente recuperables a que no lo sean. (1) Resolución SE 324/06

PRODUCCIÓN (m3) Cuenca

Austral Cuyana Golfo San Jorge Neuquina Noroeste Totales

2006

2.300.067 2.199.395 16.731.355 16.191.482 845.993 38.268.292

2007

1.813.292 2.095.631 16.138.007 16.387.061 871.901 37.305.892

1.964.565 2.023.673 15.393.898 16.387.397 867.945 36.637.478

Fuente: IAPG Observaciones: La producción de condensados y gasolinas está incluída en la producción de petróleo.

28

2008

2009

2.028.188 1.914.797 15.911.715 15.484.320 807.769 36.146.789

2010

1.848.824 1.882.905 15.840.699 14.976.178 719.704 35.268.310

PETRÓLEO

Gas Natural en Argentina - Evolución de la Presión de Producción 100

% Participación

80

Alta Presión

60

Media Presión Baja Presión

40 Este gráfico nos da una idea de la maduración de los pozos productores de Gas Natural y de la creciente necesidad de compresión para extraer el gas.

20

0

2006

2007

2008

2009

2010

Fuente Secretaría de Energía

POZOS PERFORADOS TERMINADOS Avanzada Exploración Desarrollo Total Servicio

Fuente: IAPG

30

2006

80 34 933 1.047 54

2007

108 54 1.054 1.216 112

2008

89 35 1.062 1.186 114

2009

112 42 904 1.058 116

2010

86 21 1.119 1.226 93

PETRÓLEO PRODUCCIÓN, ELABORACIÓN, IMPORTACIÓN, EXPORTACIÓN y RESERVAS Producción (m ) Elaboración Petróleo Nacional (m3) Elaboración Petróleo Importado (m3) Exportación (m3) Importación (m3) (1) Reservas Comprobadas (miles de m3) Reservas Probables (miles de m3) Años de Reserva Precio exportación (dólares/t) 3

2006

2007

38.268.292 32.511.314 113.570 5.637.613 94.590 411.262 148.663 10,7 416

2008

37.305.892 34.149.897 45.437 3.301.173 45.437 415.914 150.140 11,1 446

36.637.478 33.077.186 4.870 3.289.286 6.536 400.722 131.628 10,9 560

2009

2010

36.146.789 30.536.800 833.318 6.608.447 0 398.213 138.067 11,0 371

35.268.310 30.734.000 0 5.326.257 0 398.300 S/D 11,3 516

Observaciones: (1) Incluye Crudo FOS de YPF S.A.. Crudo FOS (Foward Oil Sail) son los crudos que se venden por contrato. Fuente: IAPG, Secretaría de Energía, INDEC.

YPF S.A. La Plata Luján de Cuyo Plaza Huincul ESSO (Campana) DAPSA Dock Sud Lomas de Zamora REFINOR (Campo Durán) PETROBRAS ARGENTINA Bahía Blanca Pto. Gral. San Martín San Lorenzo SHELL (Dock Sud) Petrolera del Cono Sur TOTALES

50.800 30.000 16.800 4.000 14.000 1.741 1.170 571 4.150 10.850 4.850 — 6.000 18.000 1.000 100.541

20.900 10.400 10.500 — 7.500 495 245 250 — 4.400 2.000 — 2.400 6.500 500 40.295

— — — — — — — — — 1.370 700 — 670 2.000 — 3.370

— — — — — — — — — 826 — — 826 — — 826

3.580 1.600 1.500 480 1.600 — — — 500 3.700 1.400 2.300 — 2.500 — 11.880

11.200 5.500 5.700 — 3.800 — — — — — — — — 1.000 — 16.000

2.700 12.900 — 9.500 2.700 3.400 — — — 4.300 — — — — — — — — — 1.250 — 1.250 — — — — — 4.100 — — 2.700 22.550

Observaciones: Existen otras pequeñas refinerías que en total tienen una capacidad menor a 1.000 m3 /día Fuente: Secretaría de Energía y empresas.

5.200 2.400 2.800 — 2.500 — — — — — — — — 4.000 — 11.700

— — — — 2.800 — — — — — — — — — — 2.800

360 — 360 — — — — — — — — — — 280 — 640

Isomerización

Alquilación

Nafta

Hidrotratamiento

D.O.

Hidrotratamiento

catalítico

Craqueo

Hidrocracking

Coque Fondo

de Vacío

Catalítica

Reformación

Térmico

Craqueo

Viscosidad

Reductor

Vacío

Destilación

Atmosférica

CAPACIDAD DE REFINACIÓN (m3 por día operativo)

— — — — — — — — — 480 480 — — — — 480

31

GAS NATURAL RESERVAS (millones de m3) Cuenca

Austral Cuyana Golfo San Jorge Neuquina Noroeste Totales

Comprob

123.638 692 43.642 202.543 75.641 446.156

20061

Prob

93.877 304 15.873 87.641 29.343 227.038

Comprob

122.799 519 41.046 194.303 83.284 441.951

2007

Prob

87.070 180 18.225 74.431 22.767 202.528

Comprob

116.219 566 42.963 176.889 61.893 398.530

2008

Prob

52.383 128 19.236 57.392 10.050 139.191

Comprob

114.042 967 44.397 157.613 61.845 378.864

2009

Prob

77.729 239 18.683 57.006 2.763 156.420

Fuente: Secretaría de Energía. Para 2010 se carece de información oficial al cierre del anuario. Se empleó BP statistics como fuente Observaciones: Comprob:Comprobadas Prob: Probables (1) Resolución SE 324/06

PRODUCCIÓN ( millones de m3) Cuenca

Austral Cuyana Golfo San Jorge Neuquina Noroeste Totales Importación Gas Natural por Gasoducto Importación GNL Precio importación por gasoducto (US$/MMBTU) Precio GNL (US$/MMBTU)

2006

9.271 58 4.945 29.904 6.828 51.006 1.757

5,0

6,3

Observaciones: (1) Fuente periodística y contrato ENARGAS - YPFB (2) INDEC Fuente: IAPG, INDEC

32

2007

10.293 62 4.609 29.766 7.048 51.778 1.670

2008

2009

9.134 58 4.963 29.474 6.880 50.509 1.164 442

9.918 60 5.190 26.970 6.280 48.418 2.673 881

16,2

7,6(2)

7,8(1)

5,3()

2010

Comprob

S/D S/D S/D S/D S/D 345.000

Prob

S/D S/D S/D S/D S/D S/D

2010

10.436 59 5.219 25.980 5.403 47.097 2.255 1.785

3,7 8,3

GAS NATURAL GAS NATURAL Producción, importación, exportación directa y entrega a gasoductos (millones de m3 de 9.300 Kcal) Producción bruta Reinyección Gas aventado Producción neta Consumo en yacimientos Entrega a generadores en boca de pozo Retenido MEGA Retenido en plantas de tratamiento Exportación directa Gas local entregado a TGS y TGN Entrada a gasoducto (1) Balance y movimientos varios (2) Importación (3) Gas Total inyectado a gasoductos, incluye importación (1) Precio medio importación (US$/MMBTU)

2006

2007

2008

51.006 744 855 49.407 4.464 755 1.741 1.951 390

50.509 853 860 48.796 4.733 813 1.678 1.833 132

48.417 1.108 895 46.414 5.037 778 1.844 2.013 304

47.097 1.332 873 44.892 4.796 818 1.535 1.892 476

42.406 5,0

42.390 6,3

41.690 12,3

41.378 5,9

41.329 6,3

40.736 29 1.670

Consumo y exportación (millones de m3 de 9.300 Kcal)

40.633 527 1.757

40.064 458 1.626

2006

7.937 1.472 9.276 9.626 3.043 1.608 1.563 35.562 4.640 25 1.484

695 6.329 3,0

2007

9.657 1.663 9.406 12.176 2.858 1.315 1.456 38.531 1.862 0 1.484

513 2.252 8,0

2008

8.522 1.611 9.682 12.738 2.728 1.394 1.368 38.042 1.420 0 1.459 769 1.552 10,2

Fuente: IAPG, Secretaría de Energía, INDEC. Observaciones: (1) Ingresos a gasoductos más importación menos consumos informados y exportación por gasoductos. (2) Datos IAPG

34

2010

51.779 900 692 50.186 4.029 756 1.865 1.140 1.689

Fuente: IAPG, ENARGAS, INDEC. Observaciones: (1) Datos Enargas (2) Este balance incluye gas entregado y recibido de otros productores. Valor negativo indica salida > ingreso. (3) En 2008 se incluye el GNL (Fuente INDEC)

Consumo residencial y distribución SDB Consumo comercial y oficial Consumo industrial sin RTP Cerri ni petroquímico Centrales eléctricas alimentadas por gasoductos GNC RTP Cerri Consumo Petroquímico Total consumo local desde gasoductos Exportación por gasoductos Reinyección desde gasoductos Consumo propio en transporte (factor 3,5%) Otros Movimientos y Balance de gas por gasoductos (1) Exportación total (2) Precio exportación (US$/MMBTU)

2009

37.824 1.376 3.554

2009

9.151 1.683 8.925 12.444 2.633 1.397 1.478 37.711 604 0 1.448 1.615 908 12,8

37.289 1.915 4.040

2010

9.910 1.677 9.214 11.519 2.664 1.424 1.396 37.803 262 0 1.447 1.813 738 10,9

GAS NATURAL

GAS NATURAL 2010: CUADRO DE SITUACIÓN Promedios Diarios ( Millones de metros cúbicos 9300 Kcal por día calendario)

Producción Bruta Consumo en Yacimiento Exportación Total 2,0

129,0 13,1

Reinyectado a Yacimiento

3,7

Venteado

2,4

Entregado a Generadores

2,2

Exportación directa

1,3

Plantas de Tratamiento

5,2

Importación Gas 6,1

Gas Entregado a Transportadoras 102,2

MEGA Retenido 4,2

Gas Natural Licuado Promedio Diario (1) 5,0 MMm3

Uso en Gasoductos 4,0

Consumidores del Gas Natural Transportado Residencial 27,1

Industria en General 26,5

Comercial y Oficial 4,6 Petroquímica 3,8 + (2,7 Etano)

GNC 7,3 Retenido por TGS 3,9 Generación Eléctrica 31,6 Exportación (1) Promedio anual

0,7 35

MAPA DE GASODUCTOS, OLEODUCTOS Y POLIDUCTOS

36

MAPA DE GASODUCTOS, OLEODUCTOS Y POLIDUCTOS (cont.)

38

GASODUCTOS

DESDE

HASTA

Madrejones (Bol.)

Campo Durán

PLUSPETROL

Bermejo (Bol.)

Ramos

Campo Durán

Salta Juarez Gato Colorado

San Jerónimo

Juarez Gato Colorado Coronda

EMPRESA OPERADORA

DENOMINACIÓN

CAPAC. (MMm3/d)

TGN

Norte

24,60

YPFB

BJRM

1,50

2- 5

ENARSA

Gasoducto del NEA (Primera etapa) 10,00

Yacuiba (Bolivia)

Santo Tomé San Pablo(Br)

En licitación

Gasoducto del NEA (Segunda etapa) 10,00

Campo Durán

Antofagasta (Ch.)

PLUSPETROL

Atacama

Pichanal

Atacama Gas Line

Tocopìlla (Ch.)

Norandino

8,00 8,50

43

T:1.454,80 P:1.107,80 27,55

348 655 482

T:1.500 P:1.000 1.055 942

12

24 24/16

9

14-16

1

12 3/4

HP

164,18

AÑO 2001 1960 1990

Inicio:2008 Finalización:2010

30 4/12

2010

20/16/12

1999

20

1999

32,00

Argentina (Frontera) TGN

TGM

10,00

415

24

2000

I) Aldea Brasilera II) Colón III) Concepción del Uruguay

Colón Concordia Gualeguaychú

TGN TGN TGN

T.Entrerriano I T.Entrerriano II T.Entrerriano III

2,50 0,75 0,75

275 109 54

16 12 12

1999 1999 1999

Colón

Ruta 14

Paysandú

TGN

Petrouruguay

15

10

1998

Mendoza

Casablanca

San Juan

GAS CUYANA

166

12

1981

Beazley

Buenos Aires

Argentina (Frontera)

Beazley

Uruguayana

Mendoza

San Jerónimo Loma La Lata

Buenos Aires Beazley

El Portón

Pacífico Gas Line

TGN

TGN

TGM

Casablanca

10,00

1,00

2,00

TGN

20

2004

20/24

1999

110

24

1970

12,00

12,80

6

1999

15,00

1.971

YPF

Transneuquino

4,30

Concepción

NOVA CORP.

Pacífico

9,00

Medanito

Allen

TGS

Puesto Touquet

Plaza Huincul

PLUSPETROL

Sierra Barrosa Cerri

Cerri Buenos Aires

TGS

Bragado

VediaChacabuco

Loma La Lata

5,00

0,10

TGS

Neuba II

Las Heras

TGS/TGN

Anillo Bs.As.

Punta Lara

Montevideo

Cruz del Sur I

Punta Indio

Magdalena

GASODUCTO CRUZ DEL SUR COMP. GAS DE LA COSTA

De la Costa

Buchanal

Castelli

Buenos Aires

Tordillo

CAMUZZI GAS DEL NORTE

Neuba I

Noroeste

1981

50

10,00

CAMUZZI GAS DEL SUR

18

1997

Gasandes

Zapala

16

24

TGN CHILLINGER METROGAS

Plaza Huincul

2000

30/18 30/24 24/ 22 30

34,00

Loma La Lata

10,50

20

T:1.257,80 P: 884,30 962,60 579

Centro Oeste

Santiago (Ch.)

25

217

TGN

La Mora

186

DIAM. PLANTAS (pulg.) COMPRES.

Puna

Aldea Brasilera

Salar del Hombre Muerto

TGN

LONGITUD (Km)

32,00

465

644 (Arg: 299) 66

30/36

39,40

82,10

36/30

3,00

200,44

24/ 18

181

680

181.740

6

2.201

381

8

24/30

6 8

145.980

68.310

1981

1988

1970 1974 2001 2002

3/ 18

39

DESDE

HASTA

Tandil

Mar del Plata

Plaza Huincul

San Carlos de Bariloche Buenos Aires Buenos Aires Cóndor

Plaza Huincul

Cañadón Seco Cóndor San Sebastián Sarmiento

Gral.Conesa

GASODUCTOS (CONT.)

EMPRESA OPERADORA TGS

Cordillerano

TGS

San Martín

Gral. San Martín

TGS

El Tordillo

Cerro Bayo

YPF

PAN AMERICAN

Los Perales Las Mesetas Cerro Bayo

Gral. San Martín

San Martín Gas Line

El Cóndor Posesion Gas Line

SIPETROL

Ushuahia

TGS

San Sebastián San Sebastián

San Francisco (Córdoba)

0,45 0,50

T: 67,30 P: 219,60

10/ 8 8

19,10 36,00 36,00

3.756

2,50

El Zorro-S.Martín

CECRECE

Campo Boleadoras Distrigas Plant (Calafate)

Pcia S. Cruz, Distrigas S.A.

Pcia S. Cruz, Distrigas S.A.

Interconección con Gasoducto Medanito- CHEVRON Mainque y Neuba II SAN JORGE Tierra del Fuego

T: Troncal P: Paralelos

HP

AÑO 1974

1

2.240

8 12

3

10.640

1984

30

16

364.800

1949 1973 1978

17,20

30

1953

2001

22,00

10

70,80

10

12

1999

1,20

8

1999

2,00

48,50

10

1997

S.Seb.-Ushuahia

2,00

250

8

Gasoducto Patagónico

1,20

1170,00

2006

178,00

2007

181,00

2007

Methanex

Selva (Sgo del Estero)

PLANTAS COMPRES.

16

T: 243,90 P: 68,90

0,50

Bandurria

PAN AMERICAN

170

1,20

2,00 1,80

Campo Boleadoras Río Turbio

Observaciones:

DIAM. (pulg.)

El CóndorPosesión

EMGASUD

Santa cruz

LONGITUD (Km)

Argentina (Frontera) YPF Posesión (Ch.) ENAP

Cerro Dragon Field Esquel (CGSJ)

Las Bases Field

CAPAC. (MMm3/d)

TGS /CAMUZZI TGS

C.Dragón (El Zorro) Gral. San Martín

El Cóndor Chile (Frontera)

DENOMINACIÓN

Methanex Patagonia

7,80 0,64

1,50

Gasoducto de la Leche

Campo BoleadorasRío Turbio

Campo BoleadorasDistrigas Plant

36

En licitación

8

2006

37,7

01/06/2009

Fuente: IAPG Actualización: Julio 2009

SITUACIÓN DE LOS GASODUCTOS TRONCALES - AÑO 2010 Gasoducto

Gasoducto del Norte C.Durán-S.Jerónimo-BA Centro Oeste Beazley- Mendoza-Buenos Aires TOTAL TGN

Operador

TGN TGN

General San Martín (San Sebastián-Cóndor- Buenos Aires)(2) TGS NEUBA I Neuquén Bahía Blanca TGS NEUBA II Neuquén-Buenos Aires TGS Cerri - Buenos Aires (2) TOTAL TGS (3) CAPACIDAD TOTAL GASODUCTOS TRONCALES

Capacidad

24,6 32,8 57,4

35,7 14,7 32,0 53,3 82,4 139,8

Total cargado según ENARGAS/365 días respecto a la capacidad informada gas de 9300 Kcal/m3 (1) Datos de ENARGAS corregidos para m3 de 9300 Kcal (2) Según dato de salida de Cerri (3) Datos de TGS en base recepción en gasoducto, incluye consumos propios e intermedios

Fuente: Elaboración propia a partir de información de ENARGAS e IAPG

40

(1 )

(Millones m3/d calendario)

Utilización

(1)

(%)

máxima mensual

media anual

88,8 76,8 76,8 90,7

88,3 89,2 61,8 80,0 75,8

84,5 86,4

72,1 73,3 72,8

Gas Entregado (Millones m3/año)

6.478 8.777 15.255

11.508 4.789 7.220 13.055 22.812 38.067

DESDE

HASTA

EMPRESA OPERADORA

Campo Durán

Palmar Largo

PLUSPETROL EP

Aguaray

Chango Norte

Campo Durán Balbuena

REFINOR

Cornejo

PETROBRAS

El Vinalar

Martinez de Tineo

YPF

Juarez

Vizcacheras La Ventana B-104 Agrelo

B-104 B-104 Agrelo Lujan de Cuyo

Tupungato

Agrelo

Piedras Coloradas

Tupungato

DENOMINACIÓN

CAPAC. (MMm3/d)

LONGITUD (Km) 15,00

8/ 6

60,00 30,00

6 8

7.500 15.500 9.000

6,00 20,60 12,00 13,00

14 12 16 16

2.680

18,50

133,00

PLUSPETROL EP

4.000

32,00

YPF VINTAGE YPF

525,00

16

1989

Aguas del Carrizo

CHEVRON

12,00

Filo Morado

YPF

60.00

Paso de las Bardas

Filo Morado

YPF

Filo Morado

Punta Barda

Puesto Hernández

Medanito Plant

El Trapial

Señal Picada Punta Barda Catriel Oeste

Bajo del Piche

Concepción (Ch.) Puesto Hernández Catriel Oeste Catriel Oeste Medanito Plant Medanito Plant

OLEODUCTO TRANSANDINO S.A. YPF

CHEVRON

ODELVAL

PETRQ. C. RIVADAVIA

El Santiagueño

Medanito Plant

RME

Loma la Lata

TOTAL

Loma las Yeguas Aguada Pichana Entre Lomas Medanito

Loma La Lata Lindero Atravesado

Loma la Lata

33,00

9,80

Lindero Atravesado Centenario

YPF

Allen

ODELVAL

Plaza Huincul Challacó

Allen Allen

ODELVAL ODELVAL

Challacó

Centenario

Challacó

19,00

Puerto Rosales

ODELVAL

Dock Sud

9,60

Line 1 Line 2

YPF

Allen

La Plata

60,00

RÍO ALTO

CHEVRON

Refinería Campana

5.280

110,00

20,00

Allen

Allen

28.800

PLUSPETROL EP

Estancia Vieja

La Plata

18,00 5,00 31,00

1.800

PIONEER

Jepenner (Brandsen)

14

PETROBRAS

Plaza Huincul

P.Rosales

129,60

La Escondida ODELVAL

Al Norte de la Dorsal

Loma Negra

12

24,00

24,00

TECPETROL

Plaza Huincul

59,00

1.800

1.200

CHEVRON

YPF

EBYTEM YPF

4200 2.900/5.600 +2.600 10.000

Line1 Line 2

35.600

Tigre

15.840

Puerto

Fuel Line

42.300

10.000

4/6/8/103/4 16

TOTAL

Agua Toledo

Río Neuquén

32,00

6

424,00

7,50

Medanito Plant ODELVAL PETRQ. C. RIVADAVIA

Los Bastos

Aguada Baguales

3.120

YPF

Medanito Plant

17.000

22.100

YPF

25 de Mayo-Medanito Medanito

Estensioro Pedrals

7

1990

El Portón-Chihuido de la Salina- Chihuido de la Salina Sur Puesto Hernández

6

6/10

Aguas del Carrizo Cerro Divisadero Malargüe Luján de Cuyo

Confluencia Sur

10.100

AÑO

7,00

Puesto Hernández Aguas del Carrizo Cerro Divisadero Malargüe

YPF

DIAM. (pulg.)

200,00

TECPETROL

Ballivian

Palmar Largo

42

OLEODUCTOS

10

8/6 6 6/4/3

6/5/4 10/8

12,60

8

14/16

6

8

22,00

10

20,63

8

585,00

168,00

51,00

1971

1982/ 1997/ 2000 3

30

10 14

513,10

1994

62

135,10 112,50 42,00

1998

3/4

1969

1976 1961

8

14 32

22

1961 1962 1973

2002

DESDE

HASTA

La Escondida

Cerro Tortuga

El Trébol Escalante Cañadón Perdido Anticlinal Grande

Escalante Cañadón Perdido Caleta Córdova Caleta Córdova

OLEODUCTOS (CONT.) EMPRESA OPERADORA

COLHUE HUAPI

DENOMINACIÓN

YPF

CAPAC. (MMm3/d) 1.300

PAN AMERICAN

8.000

Tordillo El Trébol

El Trébol Caleta Córdova

TECPETROL

Pampa Castillo

El Trébol

RÍO ALTO

1.500

Km20

Caleta Córdova

CAPSA

1.750

El Trébol-Caleta Córdova

TECPETROL

Bella Vista Oeste Manantiales Behr Km9

José Segundo El Huemul

El Trébol

Cañadón Perdido Caleta Córdova

RÍO ALTO YPF

YPF

3.000

Los Perales-Las Mesetas Las Heras Las Heras Pico Truncado Pico Tuncado Caleta Olivia

VINTAGE

3.500

YPF

1.400

Yac.Camp.Boleadoras

RÍO ALTO

Estancia La Maggie María Inés El Cóndor

Pico Truncado

3.400

Punta Loyola Punta Loyola

Punta Loyola

Punta Loyola

RÍO ALTO

Santa Cruz I

RÍO ALTO

Santa Cruz II

RÍO ALTO

BRM

Daniel Frontera

Cañadón Piedra Cabeza de León La Sara San Sebastián Punta Santa Cruz

Cabeza de León Punta Santa Cruz Punta Santa Cruz Punta Santa Cruz Bandurria

Cerro Tortugas III Oil Storage

Estancia La Escondida Plant

COLHUÉ HUAPI

25 de Mayo.Medanito SE

El Medanito (YPF)

RÍO ALTO

Oleval Oleoducto

RÍO ALTO

Cañadón Alfa

El Valle Koluel Kaiké

Ramos

Río Neuquén Atamisqui

Fuente: IAPG Actualización: Julio 2009

Río Cullen

Oleoducto Los Perales -Las Mesetas a Caleta Olivia

Balbuena

Punta Barda 3

SIPETROL TOTAL

5.300/4.200

LONGITUD (Km) 4,00

14,50 14,00 15,50

140,00

5,50 35,50

20,00

15,35

11,60 5,50

10/14/18 12/14

103/4

0,72

4

30,00 71,00 89,00

10/12-14/18

183,00

10/8

71,50

6

31,00

160,00 156,60

1.700

17,75

1.500

8

6,00

3.300

1.200

DIAMETRO AÑO (pulg.)

6

1990

8

1998

1995

26,00

PAN AMERICAN FUEGUINA ALPHA

PLUSPETROL ENERGY S.A.

TECPETROL

7

43

DESDE

POLIDUCTOS

HASTA

EMPRESA

Chachapoyas Refinery Exit General Mosconi Tucumán Montecristo

REFINOR

Luján de Cuyo

Villa Mercedes

YPF

Villa Mercedes

La Matanza

Campo Campo Campo Campo Campo

Durán Durán Durán Durán Durán

Montecristo

Villa Mercedes Malargüe La Plata

La Matanza La Plata

Punta General Belgrano

2.880 5.000 5.000 5.000 5.000

1960

12

1960

14

1970

379

Montecristo

YPF

12.000

320

Luján de Cuyo

YPF

10.100

28,69

Ezeiza

YPF

10.000

34

17.000

Dna.Inflamables

5.000

YPF

Punta General Belgrano

10.000

YPF

Dock Sud (Propanoducto)

CÍA. MEGA

Cañadón Alfa

Cabo Negro

TOTAL

Loma La Lata

Challacó

YPF

Posesión (Frontera Arg.)

Bandurria (Frontera Arg.)

700

Observaciones: (1) En toneladas /hora Fuente: IAPG. Actualización: Julio 2009

699

12

1.512 600

1970 1972

12

1968

602

12

2000

127

6

2000

12/20

2006

12

32,19

1.450

PAN AMERICAN

16/ 14

87

200(1)

PETROBRAS

338

52

700

AÑO

12

10.000

YPF

DIÁMETRO (pulgadas)

1.109

YPF

Bahia Blanca

San Sebastián (Arg.)

LONGITUD (Km)

San Lorenzo

Loma La Lata Cóndor (Arg.)

CAPACIDAD (m3/d)

8

4

600

1969

MATERIAS PRIMAS PETROQUÍMICAS ETANO (t) Mega TGS Producción total Gas natural equivalente al Etano Retenido MEGA Gas natural equivalente al Etano Retenido TGS Total Etano Equivalente

2006

2007

2008

545.603 295.226 840.829 677 472 1.149

2009

589.463 324.996 914.459 625 501 1.127

2010

569.871 380.361 950.232 773 507 1.280

550.183 305.651 855.834 733 489 1.222

500.488 303.949 804.437 531 469 1.000

2006

2007

2008

2009

2010

38.168 138.258 79.352 255.961 351.075 219.899 117.264

40.988 153.079 81.637 286.878 335.844 187.107 83.165

38.857 158.220 87.477 278.579 320.313 167.374 119.822

45.665 157.782 79.712 291.386 309.964 143.718 123.704

Fuente: IAPG Observación: En todos los casos se asume que las variaciones de inventario son mínimas y como, además, no se dispone de información sobre las mismas, se consideran nulas a los fines de esta publicación

PROPANO Producción (t)

Obtenido a partir de líquidos de gas natural Petrobras Energía (incluye Petrol. Entre Lomas) 51.755 TOTAL Austral 137.542 YPF S.A. 79.116 TGS 322.149 Mega 391.632 Refinor 223.086 Otros 115.464 Propano (no fraccionado) en LPG obtenido de gas natural ( 60%) 11.991 Subtotal a partir de gas natural 1.332.735 Obtenido en refinerías y petroquímicas 220.606 Total país 1.553.341 Fuente: IAPG, IPA

44

12.677 1.212.654 183.814 1.396.469

26.204 1.194.902 172.141 1.367.043

32.147 1.202.789 162.182 1.364.971

35.960 1.187.891 158.564 1.346.455

MATERIAS PRIMAS PETROQUÍMICAS

PROPANO Destino de la Producción Producción Consumo petroquímico Consumos como combustible Exportación Exportación como LPG Exportación total Importación Precio medio exportación (FOB U$/t)

2006

1.553.341 59.107 717.777 659.232 117.225 776.457 4.839 503

2007

1.396.469 54.425 699.955 558.961 110.905 669.866 27.777 573

2008

1.367.043 93.903 628.087 606.951 44.719 651.670 6.617 703

Observaciones: El LPG exportado en 2009 fue considerado como una mezcla 40% propano y 60% butano. Fuente: IAPG, INDEC, IPA

BUTANO Producción (t)

2006

Petrobras Energía (incluye Petrol. Entre Lomas) 29.221 TOTAL Austral 107.582 YPF S.A. 54.035 TGS 220.196 Mega 253.853 Refinor 131.271 Otros 88.437 Butano en LPG obtenido de gas natural (40%) 7.946 Subtotal a partir de gas natural 892.541 Subtotal de refinerías y petroquímicas 392.927 Total país 1.285.468 Fuente: IAPG

BUTANO Destino de la Producción(t) Producción Consumo petroquímico Otros consumos Exportación Exportación como LPG (65%) Exportación Total Importación Precio medio exportación (FOB U$/t) Fuente: IAPG, INDEC, IPA

PROPILENO Producción y Destino (t) Producción en refinerías Producción en petroquímicas Producción total Importación Consumo petroquímico Usos como combustible y otros destinos Fuente: Estimación propia sobre datos IAPG

Fuente: Estimación propia sobre datos IAPG

46

2006

265.345 38.062 303.408 3.367 294.893 11.882

BUTILENOS Producción y Destino (t) Producción en refinerías Producción en petroquímicas Producción total Consumo petroquímico Usos como combustible y otros destinos

2006

1.285.468 15.013 330.586 722.289 217.704 939.993 124 484

2006

265.961 20.876 286.837 119.569 167.268

2007

26.569 105.327 52.477 174.123 240.867 134.008 92.776 8.452 834.599 344.106 1.178.705

2007

1.178.705 14.760 388.262 569.911 205.966 775.877 193 555

2007

2008

24.049 115.131 62.881 201.611 229.172 113.037 75.365 17.514 838.760 343.668 1.182.428

2008

1.182.428 14.136 467.123 637.249 67.078 704.327 1.800 722

2008

2009

1.364.971 51.000 648.746 600.513 64.720 665.233 8 407

2009

21.942 113.017 64.819 191.249 228.141 95.600 104.529 21.432 840.729 314.057 1.154.785

2009

1.154.785 12.778 569.284 488.636 97.081 585.717 215 418

2009

2010

1.346.455 57.977 610.287 641.948 36.265 678.213 21 616

2010

20.413 116.997 54.352 197.723 216.292 80.117 106.142 23.934 815.970 336.256 1.152.226

2010

1.152.226 16.887 572.519 503.889 58.931 562.820 353 637

2010

252.381 34.538 286.919 2.676 281.350 8.245

256.324 38.118 294.442 1.916 268.126 28.232

242.455 38.026 280.481 1.916 270.195 12.202

264.554 35.836 300.390 3.394 290.133 13.650

2007

2008

2009

2010

259.618 18.450 278.068 113.393 164.675

264.077 23.303 277.971 143.673 134.298

252.998 24.974 278.068 129.824 164.675

334.153 17.857 352.011 156.162 195.848

MATERIAS PRIMAS PETROQUÍMICAS NAFTA VIRGEN (t) Producción (1) Consumo petroquímico (1) (2) Otros consumos (3) Exportación (4) (5) Precio Exportación (US$/t) (6) Otros cortes de nafta sin terminar(7) Producción Exportación Precio (6)

2006

2007

2008

2009

2010

2.020.523 866.076 350.837 803.610 509

2.512.614 1.063.987 486.554 962.073 774

2.355.040 991.148 309.286 1.054.606 780

2.245.770 1.170.836 224.737 850.195 456

2.197.010 1.097.870 89.847 1.009.292 666

513.752 885.000 538

Observaciones: (1) Fuente: IPA (2) En base al BTX producido y la nafta utilizada para la producción de etileno. (3) Mercado de combustibles (4) Nafta para cracking, incluye la gasolina natural separada en Refinor. (5) Fuente: IAPG, IPA (6) Fuente: INDEC (7) Algunos productores informan dentro de esta denominación a la nafta petroquímica

441.313 329.642 674

DESTINO DE LA PRODUCCIÓN DE NAFTA VIRGEN &RQVXPR 3HWURTX¯PLFR

2II *DV

/3*

%7;

&UDFNHU (WLOHQR 3HWUREUDV  6/

0RWRJDVROLQDV

5(),1(5$6

1DIWD 9LUJHQ

5()250,1*

1DIWD SDUD &UDFNLQJ

([SRUWDFLµQ

([SRUWDFLµQ

6ROYHQWHV

%OHQGLQJ 0RWRJDVROLQDV

47

MATERIAS PRIMAS PETROQUÍMICAS GASOLINA NATURAL (t) (1) Producción de gasolinas asociadas al gas natural (densidad estimada=0,65) Cuenca

Austral Cuyana Golfo San Jorge Neuquina Noroeste Producción total Estimado de la exportación de gasolina mezclada en petróleo

2006

182.056 1.988 7.996 469.334 53.213 714.586 109.332

2007

181.672 — 9.573 488.679 52.247 732.171 65.402

2008

159.376 — 2.898 490.164 49.496 701.934 63.019

2009

181.784 — 73.432 440.488 47.184 742.888 135.817

2010

172.976 — 72.346 441.555 41.685 728.562 109.465

Observaciones: (1) Mezcla de hidrocarburos, presente en el gas natural extraído del subsuelo, que se encuentra en estado vaporizado pero que puede ser separada en estado líquido por medio de operaciones de enfriamiento mecánico o por procesos industriales propios de la planta de acondicionamiento de gas natural y/o extracción de gas licuado. Separada del gas natural y a 15oC y 1 atm, se presenta en estado líquido. Debe tener: 10< TV Reid (psig)