Pese a haberse inaugurado en diciembre pasado, la nueva refinería de Talara no ha concluido hasta ahora con la reparación y pruebas de todas sus unidades de producción, según ha revelado a Gestión la empresa Petroperú. Pero, los problemas de esa planta en sí (más allá de los que debe asumir la empresa, con su nuevo plan de reestructuración) no terminan aún, pues ahora enfrenta una nueva exigencia para la cual no estaría preparada: el que sus combustibles tengan un contenido de azufre aún menor que aquellos que puede producir la nueva refinería.

Cuando se inauguró la planta en diciembre del 2023, el gerente del Departamento de Gestión de la Nueva Refinería de Talara, Arturo Rodríguez, informó a los medios que ya estaban produciendo combustibles limpios, de acuerdo a la norma de calidad exigida (hasta ahora) que es de un contenido de 50 partes por millón (ppm) de azufre.

Sin embargo, dos meses después, el 2 de febrero del 2024, el Ministerio de Energía y Minas (Minem), dictó el decreto supremo 003-2024-EM, que modifica los plazos para el uso y la comercialización de diésel, gasolinas y gasoholes, estableciendo que el nuevo estándar de comercialización de esos derivados, será con un contenido de azufre no mayor a 10 ppm.

Paradójicamente, quien suscribe por el Minem ese decreto supremo, que le sube la valla a esa nueva unidad productiva de Petroperú, fue el entonces ministro de Energía y Minas, Oscar Vera, que anteriormente fuera gerente de la refinería de Talara.

¿Cuál es el plazo para adecuación a la nueva exigencia?

Según esa norma, para el caso del diésel B5, gasolinas y gasoholes regulares y premium, a nivel nacional, con excepción de los departamentos de Loreto y Ucayali, la exigencia para vender derivados con no más de 10 ppm de azufre será el 1 de octubre del 2025, disponiendo además que ese plazo será improrrogable.

Pero, esa fecha es en sí una segunda prórroga, pues tal exigencia había sido introducida en realidad el 2021, vía el D.S. 014-2021-EM, que determinó que la obligación de vender combustibles con no más de 10 ppm de azufre se aplicaría en plazo que no excediera el primer trimestre del 2024.

Pero, el 2022, durante el Gobierno de Pedro Castillo, mediante el D.S. 006-2022-EM ese mismo ministerio había modificado la obligación antes señalada, determinando que sólo se comercializaría los citados productos (otra vez) con no más de 50 ppm de azufre.

Es decir que la nueva norma (el D.S. 003-2024), retoma la exigencia que resulta menos contaminante, fijada originalmente el 2021, pero en lugar de aplicarla este año, la posterga para el año entrante.

¿Podrá Petroperú adecuarse a la nueva exigencia?

Según el expresidente de Petroperú, César Gutiérrez, la refinería La Pampilla (de Repsol) se alista para comercializar el siguiente mes derivados con 10 ppm, mientras los principales importadores, como Valero, Marathon Petroleum y Exon Mobil, ya proveen combustibles cumpliendo esa exigencia.

Pero, en el caso de Petroperú, indicó que su nueva refinería de Talara no está preparada para producir combustibles con ese nivel requerido ahora por el Minem, y tendría que realizar inversiones en infraestructura y equipos adicionales para cumplir la citada normativa.

¿Qué necesitaría para adecuarse?

Detalló que esa planta necesitaría equipamiento adicional de desulfurización, para convertir los derivados que produce, con 50 ppm de azufre, a sólo 10 ppm.

Pero, el instalar un equipamiento de ese tipo, indicó el especialista, tendría como precio base para su inversión un aproximado de US$200 millones, aunque podría llegar hasta los US$400 millones.

Sin embargo, como se trata de recursos adicionales no previstos, y que la empresa no tiene actualmente, no descartó el riesgo de que, si Petroperú no se adecúa a la norma, pueda quedar fuera del mercado.

Vale recordar que ya el presidente de la empresa, Oliver Stark, ha reconocido a Gestión que tiene un déficit de capital de trabajo de US$2,200 millones, y que hoy la deuda de largo plazo de la empresa es cercana a los US$6,500 millones, por lo que están solicitando apoyo al Ejecutivo, que ya había indicado antes que no preveían otorga más recursos a la empresa.

Se advirtió error desde su diseño

El exministro de Energía y Minas, Carlos Herrera, señaló que, cuando se diseñó, hace más de 12 años atrás, la modernización de la refinería, el estándar era de 50 ppm, y que en su momento (cuando estuvo al frente del Minem), advirtió que sería un error diseñar esa planta con dicho estándar ambiental, pues ya en Europa se anunciaba estándares de 5 ppm, para reducir el impacto de las emisiones en la salud.

Además, refirió que los vehículos modernos vienen con catalizadores que ayudan a reducir el contenido del azufre en el combustible, pero que tienen rangos de trabajo donde, si tienen que retirar una mayor cantidad de ese componente tóxico (cuando el vehículo está hecho para usar combustible con hasta 10 ppm), se reduce la vida útil de esa unidad motorizada.

En cualquier caso, Herrera remarcó que Petroperú debe señalar cuál es la situación de su nueva refinería con relación a esta nueva exigencia, en forma transparente, e informar si está en condición de adecuarse a la normativa.

Gestión consultó a Petroperú a que informe cómo hará para adecuar su producción al citado decreto (DS003-2024-EM), qué inversión adicional requeriría o qué medidas tomaba para adecuarse a este nuevo requerimiento, pero hasta el cierre de este informe no recibió respuesta.