Estudia Coastal la posibilidad de producir metanol para exportación en Tierra del Fuego o Punta Arenas. Se estima que el monto a invertir será de US$ 240 millones en la construcción de una planta de producción de metanol (obviamente, a partir del metano); 85% de la producción anual se exportaría a Estados Unidos.
Otros US$ 47 millones demandaría la modificación de la actual planta de PASA para producir MTBE o nafta verde, en lo que sería una derivación natural del proyecto anterior. De concretarse ambos proyectos conectados, la inversión sería prácticamente el doble de lo que demandó el último gran proyecto en el sector (la planta de Petroken en Ensenada).
La perspectiva no deja de ser sorprendente en un campo donde, sin protección arancelaria y con mayores costos internos -en especial la energía eléctrica-, muchas de las empresas están operando en rojo y mantienen paralizado su plan de inversiones.
A principios de 1995, la desaparición de aranceles será total y las firmas petroquímicas argentinas deberán competir mano a mano con la industria brasileña, cinco veces más grande.
La racionalidad de esta probable inversión que se acerca en total a los US$ 300 millones, es que se trata casi en su totalidad de aporte foráneo, y que el destino del producto es la exportación con mercado asegurado.
EL PAPEL DE COASTAL.
El caso es que existe gran disponibilidad de gas metano en el yacimiento de San Sebastián, en Tierra del Fuego, recientemente privatizado por YPF y adjudicado al consorcio Bridas, de Argentina, y Coastal, de Estados Unidos.
Actualmente no existe posibilidad de transportar el gas metano por el gasoducto Austral, que está trabajando a plena capacidad en el acarreo de gas natural de los yacimientos Hidra y Cañadón Alfa ubicados en el área que explota el consorcio Total-Bridas-Deminex, también ubicados en Tierra del Fuego.
Esta es la razón que impulsó a llevar adelante los estudios para la construcción de una planta de 700.000 toneladas anuales de producción de metanol. La estrategia de Coastal es exportar más de cuatro quintas partes de la producción al mercado estadounidense donde la presión legislativa y la de los consumidores avanzan inexorablemente sobre las naftas con aditivos de plomo. Los nuevos carburantes favorecen la combinación de nafta común con metanol, con lo cual el resultado es menos contaminante.
Coastal, en Estados Unidos, tiene inversiones en refinerías de petróleo, estaciones de servicio, gasoductos y en petroquímica. La disponibilidad de otros compuestos gasíferos derivados de moléculas carbono cuatro, como el butano, podría dar origen a un segundo emprendimiento petroquímico.
NAFTA ECOLOGICA.
En este caso se trata de un proyecto de construcción de una planta de 240.000 toneladas anuales de MTBE, un producto llamado coloquialmente nafta verde o ecológica, que se usa para mejorar el octanaje del combustible. Su elaboración es el resultado de una mezcla de metanol y de isobutileno. Para ello se armaría un joint-venture entre Coastal y PASA.
La inversión sería más reducida que la que demandaría una nueva planta, porque se utilizarían equipos que ya tiene instalados la empresa argentina. En todo caso la inversión requerida se calcula en US$ 47 millones.
PASA reformaría su equipo de butadieno dedicado en la actualidad a fabricar exclusivamente caucho sintético y trataría en él los gases de butano, que son la materia prima del MTBE. Otra materia prima, como es el metanol, sería comprada a la futura planta de Coastal y también a Resinfor.
Una etapa posterior sería el diseño de otro joint-venture entre PASA y Coastal para introducir en el mercado una nueva empresa que vendería naftas en competencia con YPF, Esso, Shell, Isaura y Compañía General de Combustibles.
Hasta ahora PASA no podía incursionar en el negocio de los combustibles en competencia con YPF, ya que esta empresa es la que le suministra la nafta virgen que PASA transforma principalmente en SBR o caucho sintético. Una vez que se produzca la anunciada privatización de YPF, no habrá restricciones para PASA.
AMPLIACION POSTERGADA.
La decidida posición de Ipako, Indupa y de Yacimientos Petrolíferos Fiscales, que se cuentan entre los principales accionistas de la firma, hará naufragar una nueva embestida del grupo Techint para ampliar las actuales instalaciones de la planta de Petroquímica Bahía Blanca.
Mientras que los directivos de YPF señalan que no es oportuno encarar una obra cuyo presupuesto puede demandar varias decenas de millones de dólares justo cuando se está armando el cronograma definitivo para la privatización total de la petrolera estatal, las razones de Ipako e Indupa son diferentes.
No apoyan el proyecto de ampliación porque les parece poco realista desde el punto de vista de costos de la materia prima que se elabora, el etileno. Ambas firmas compran este producto para su posterior reelaboración. Indupa e Ipako pagaron un estudio especial que hizo la empresa Linde (de Alemania), la misma firma que proporcionó la tecnología cuando se diseñó la planta petroquímica para 100.000 toneladas anuales y luego para otras ampliaciones.
La perspectiva que surge del informe de Linde es diferente y mucho menos optimista que los datos que maneja Techint, que cuenta con Lummus (de Estados Unidos) como asesor tecnológico.
Debido a esta situación, la firma Enron, que explota yacimientos de gas en Neuquén, decidió, a su vez, diferir por el momento la construcción de una planta separadora de gases.
PRUEBAS EN PETROKEN.
Los resultados de las primeras pruebas de los equipos de Petroken permiten estimar que la capacidad de producción de esta planta será algo superior a 110.000 toneladas anuales de polipropileno, con un incremento de 10% sobre su nivel de diseño.
La planta es un joint venture entre Ipako (51 % del paquete accionario) y Shell CAPSA (49%).
La inversión, que estaba prevista en US$ 110 millones, saltó a US$ 180 millones debido a que durante gran parte de su construcción rigió la política de atraso cambiario.
El primer presidente de Petroken es el ingeniero Alejandro M. de Achával, quien retiene su cargo de vicepresidente de Ipako. Oficialmente la planta será inaugurada por el presidente Menem el próximo martes 14 de este mes.
EL GASODUCTO A CHILE.
En 70 días más finalizará el análisis de los costos y la discusión del precio entre un consorcio de empresas argentinas y dos grupos de compañías chilenas, lo que posibilitaría la posterior construcción del gasoducto que unirá los yacimientos de Neuquén con la capital chilena, con sendos ramales a Concepción y Valparaíso. En una primera etapa, el ducto transportará 500.000 metros cúbicos por día, para llegar a un máximo, en cinco años, de 5 millones de metros cúbicos, que es el techo de abastecimiento que permitió el gobierno argentino.
Las empresas argentinas involucradas en el abastecimiento del gas natural son Astra, Bridas, San Jorge y Yacimientos Petrolíferos Fiscales. La obra tendrá una extensión de 220 kilómetros en territorio argentino y 600 en el país trasandino. La empresa contratista para la ejecución de la obra será decidida por uno de los dos consorcios de empresas chilenas que se disputan la distribución.
Una característica de este emprendimiento es que no habrá intervención alguna de los respectivos gobiernos, que sólo se limitaron a dar el marco regulatorio para la provisión del gas. La obra será totalmente financiada por capitales privados.
La iniciativa había sido postergada por decisión del Ministerio de Relaciones Exteriores de la Argentina, cuando Domingo Cavallo era el titular del Palacio San Martín, lo que obligó a un replanteo total del esquema original.