1 / 38

Conferencia de IMIA. Berlín – Septiembre de 2010.

IMIA WG 65 (10)

Construcción de Plantas Petroquímicas y Procesadoras de Petróleo y Gas (“P&G”).

Preparado por:

Tim Cook, Allianz Global Corporate & Specialty, UK (Presidente) Robert Glynn, Cooper Gay Tom Wylie, Northstar Underwriting Khurram Ali Khan, EFU, Pakistán Oliver de Combes, Infrassure Angelo Colombo, Allianz Brasil Brad Dalton, Vero Insurance, Australia Achim Dosch, Munich Re Kung Hon Ho, SCOR, Singapore Pedro Oléa, Zúrich, México Doug Scott, CTC, London Mike Spencer, Zúrich, UK Jon Wiegand, Swiss Re, USA Traducido por Javier Rodriguez Gómez, Consultor en Re + aseguros. México, D. F.

2 / 38

ÍNDICE Página.

1. INTRODUCCIÓN / OBJETIVO DEL DOCUMENTO…………….....…….…..5 1.1. Introducción……..……………………………….………………......….....……..5 1.2. Objetivo y alcance del documento…….……………………...…..………........5 1.3. Historia de la construcción de las Plantas de Petróleo & Gas…...…..……...5 1.4. Aspectos económicos…………………………………..………………….....….6

2. DESCRIPCIÓN DE LOS PROCESOS BÁSICOS……….………....……........7 2.1. Introducción……………………………….…………………...…..…………..…7 2.2. Materias primas más importantes……………………..………..……….….….7 2.3. Preparación de las materias primas………………………...……..…………..7 2.4. Procesos principales…………………………………………...…..….…...……8 2.4.1. Destilación……………………..…………………………….…..….....………....8 2.4.2. Desintegración o Cracking……….…………………………..………….…..….9 2.4.3. Alquilación……….………………………..………………..….…..…...…..…...10 2.4.4. Reformación...............................................................................................10 2.5. Catalizadores………………………………………...……………………..…..10 2.6. Procesos unitarios………………………..……...………..…...……………....10 2.7. Polímeros y Monómeros………………………...…….....…………….….…..11 2.8. Servicios.………..………………………………...…………...……...………...12

3. DESARROLLO DEL SECTOR DE P&G……………………….………...…...12 3.1. Impulsores del mercado…………………….……………..……………...…....12 3.2. Demanda de productos - Perspectiva de mediano y largo plazo.................13 3.2.1. Productos refinados…………...……………………………………………...…13 3.2.2. Productos petroquímicos………………………………………........……….....13 3.2.3. Gas natural Licuado (GNL)……………………………………………….….….14 3.3. Producción de líquido no convencional & construcción asociada………......14 3.3.1. Arenas bituminosas / Petróleo superpesado / Petróleo no convencional….14 3.3.2. Gas a líquido (GAL. GTL por sus siglas en inglés)………….……................15 3.3.3. Carbón a líquido (CAL. CTL, por sus siglas en inglés)………………..……..15

4. EXPOSICIONES A RIESGO..…………………………...……………..……....15 4.1. Las partes involucradas……………..………………….……………………….16 4.1.1. El mandante de la obra…………………………………..……………………..16 4.1.2. El equipo de administración del proyecto………………..…….……………..16 4.1.3. Contratista principal / Contratistas y subcontratistas de contratos Llave en mano……………………...........……..……………………………….16 4.1.4. Licenciadores de tecnología………………………………..……………….….16 4.1.5. Proveedores……………………………..……………………………………….16 4.1.6. Consultores……………………………..………………………………………..17 4.2. La ubicación………………………………………….……………………....…..17 4.2.1. Factores ambientales…………....………………………..…………………….17 4.2.2. Condiciones del terreno…………………………………..……………………..17 4.2.3. Consideraciones políticas…………………………………..…..….……..….…17 4.3. Consideraciones específicas para Petróleo & gas……………….…….........17 4.3.1. Montaje y manejo…………………………………………..….…..…….….…...17 4.3.2. Prototipos / Ampliaciones / Nuevos Procesos / Materiales….....……..…….18

3 / 38

4.3.3. Pre-puesta en marcha y Pruebas en frío…………………………..…..…..….18 4.3.4. Pruebas en caliente y puesta en marcha, arranque y operación inicial...….19 4.3.5. Aseguramiento de calidad / Soldadura………………………………….....…..20 4.3.6. Detecciones / Evaluaciones………………………...…………..…...........…....21 4.3.7. PML………….……………….…………..………………………………………...21 4.4. Retraso en el arranque (DSU)…….………..…….……………………...……..23 4.4.1. Evaluación del riesgo de DSU………………………..……...…..…….….…....23

5. CONTRATOS DE CONSTRUCCIÓN Y ASIGNACIÓN DE RIESGOS….....24 5.1. Partes contratantes de un proyecto de energía en tierra.…………...…….....24 5.2. Filosofía de contratación………………………………...…………...………….25 5.3. Equilibrio en las relaciones…………………………...………………..………..25 5.4. Asignación tradicional de riesgos entre las partes…………..…….....…….....26 5.4.1. Riesgos tradicionalmente retenidos por los propietarios………………..…...26 5.4.2. Riesgos tradicionalmente transferidos al contratista……………………...…..26 5.4.3. Riesgos que pueden retenerse por el mandante o el contratista…………....26 5.5. Asignación tradicional de seguro entre las partes………..………...………....26 5.5.1. Para proyectos fuera de Estados Unidos, Canadá y Australia…………….....26 5.5.2. Para proyectos en Estados Unidos, Canadá y Australia……………………..27 5.6. Financiamiento externo……………………………………………………...…..27 5.7. Tipos de contratos………………………………………………………….........27 5.7.1. Contratos de Ingeniería, Procura y Construcción (IPC) Llave en Mano…...27 5.7.2. Contratos de Ingeniería, Procura y Construcción (IPC) por

Administración..............................................................................................28 5.8. Disposiciones contractuales críticas del seguro………………..……....….....28 5.8.1. Especificación de seguros............................................................................28 5.8.2. Pago de incentivos.......................................................................................28 5.8.3. Obligaciones.................................................................................................28 5.9. Seguros controlados por el contratista vs.

Seguros controlados por el propietario……………......……………………....29 5.9.1. Controlados por el contratista…………………………………………………..29 5.9.2 Controlados por el propietario……………………………………………...…..29

6. REFLEXIONES SOBRE LOS SEGUROS…...…………………………….....30 6.1. Requerimientos de información……………………………………..........……30 6.1.1. Participantes…………………………………………………………………...…30 6.1.2. Riesgos de la naturaleza / Ubicación del sitio de obra…...…...……………..30 6.1.3. Detalles del proyecto / Alcance de obra…………………………………........30 6.1.4. Aspectos del aseguramiento / Control de calidad………………………....…30 6.1.5. Tránsito / Almacenamiento......…………………………………………………30 6.1.6. Desglose de valores.....................................................................................30 6.1.7. Información sobre el retraso en el arranque (DSU)......................................30 6.1.8. Responsabilidad civil....................................................................................30 6.2. Aseguradoras cautivas………………...………………………………………..30 6.3. Reportes de avance y Administración de Riesgos……………...………...….31 6.4. Traspaso a los seguros de operación……………………………………..…..31 6.5. Textos y endosos………………………………………....………...…………...32 6.5.1. Generalidades…………………………………………………………………….32 6.5.2. Temas específicos………………………………………………………………..32 6.5.3. Endosos / Exclusiones / Addendums / Condiciones / Definiciones..............33

4 / 38

6.5.3.1. Cláusula de hidrocarburos & Sublímite / Limitación de catalizadores........33 6.5.3.2. Endoso de ensamble fuera del sitio de obra……………………………...…34 6.5.3.3. Cobertura adicional para bienes propios circundantes……………………..34 6.5.3.4. Estado de los equipos de Protección contra Incendio……………………...34 6.5.3.5. Exclusión de prototipos………………………………………………………...34 6.5.3.6. Exclusión de equipo usado / de segunda mano……………………………..35 6.5.3.7. Pilotaje…………………………………………………………………………....35 6.6. Definición de Pruebas y Puesta en Marcha………………………………….35 6.6.1. Pruebas en frío…………………………………………………………………..36 6.6.2. Pruebas en Caliente…………………………………………………………….36 6.6.3. Puesta en marcha……………………………………………………………....36 6.6.4. Cláusula de prueba en la póliza de operación……………………………....36

7. ESCENARIOS DE SINIESTRO………………….…………….....………….....37 7.1. Explosión de nubes de vapor (VCE)……………………………………..…….37 7.2. Explosión de vapor en expansión de un líquido en ebullición (BLEVE)..…..38 7.3. Incendios de tanques de almacenamiento…………………...……………….38

8. CONCLUSIÓN…….……………………………….…...……………………......38

5 / 38

1 INTRODUCCIÓN / OBJETIVO DEL DOCUMENTO 1.1. INTRODUCCIÓN. En las pasadas cinco décadas ha ocurrido un tremendo desarrollo en el sector de Petróleo y Gas (“P&G”), dando como resultado que se emprendan proyectos de construcción con una complejidad creciente. Estos proyectos presentan a las aseguradoras muchos nuevos retos, sea desde la perspectiva del tamaño, o bien desde la tecnológica. Para los fines de este documento, el término “P&G” se refiere a todos los proyectos dentro de las áreas de petróleo, gas y petroquímica. 1.2. OBJETIVO Y ALCANCE DEL DOCUMENTO. El objetivo de este documento es facilitarle al lector el entender la construcción de plantas de “P&G” tierra adentro (On shore) para elevarle la conciencia sobre la amplia variedad de riesgos a que están expuestas éstas plantas durante su construcción. Los proyectos de plantas de “P&G” no son absolutamente diferentes a los de otros sectores técnicos; sin embargo, sí muestran exposiciones distintivas en las siguientes áreas: las exposiciones técnicas intrínsecas derivadas de los procesos, las dinámicas de un sitio de obra, las relaciones contractuales entre las diversas partes interesadas, las variables ambientales que pueden afectar el proyecto y los factores humanos que influenciarán el sitio de obra. Este documento intenta suministrar al lector una mejor apreciación de los riesgos y posibilitar un análisis profesional de riesgos para estas exposiciones. 1.3. HISTORIA DE LA CONSTRUCCIÓN DE PLANTAS DE “P&G”. La primeras refinerías de petróleo con producción a gran escala se construyeron hace aprox. 150 años, apenas unos pocos miles de barriles por día (BPD). La producción creció constantemente alcanzando los 50,000 BPD en los 50’s y esto parece pequeño comparado con las producciones actuales de alrededor de 950,000 BPD (2). Mientras que el diagrama a continuación sólo ilustra el crecimiento en la capacidad de refinación, un crecimiento similar se ha hecho evidente en todos los aspectos del sector “P&G”. (1) ¿Produciendo o procesando? ¿BPD de qué? ¿De petróleo, de hidrocarburos, etc.? (2) ¿Producción o capacidad de proceso? ¿Por planta o total, por compañía? ¿BPD de qué? ¿De

petróleo, de hidrocarburos, etc.?

6 / 38

1.4. ASPECTOS ECONÓMICOS. Debido a una demanda creciente de hidrocarburos refinados, considerados como la pieza fundamental para el desarrollo económico, el desarrollo económico e industrial de muchas naciones ha generado una inversión substancial de las compañías petroleras nacionales (CPN) e internacionales (CPI) en la construcción de nuevas plantas procesadoras. Esta demanda ha conducido a buscar soluciones innovadoras, lo que ha resultado en el uso de nuevos procesos y tecnologías. La evolución de estos nuevos procesos representa retos continuos para las aseguradoras.

Average Daily US Refining Capacity

50

100

150

200

250

300

350

400

1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Ave

rage

Pro

duct

ion

[Tho

usan

d B

BLs

/day

]

0

50

100

150

200

250

300

350

400

Num

ber o

f Ref

iner

ies

7 / 38

2 DESCRIPCIÓN DE LOS PROCESOS BÁSICOS. 2.1. INTRODUCCIÓN. Los principales componentes de las industrias del petróleo, gas y petroquímica se pueden resumir en:

• Refinación del petróleo. • Separación/licuefacción del gas. • Producción de petroquímicos.

Los términos “Flujo arriba y flujo abajo” (upstream y downstream) son comúnmente usados en la industria. “Flujo arriba” se define normalmente como exploración y desarrollo, mientras que, “Flujo abajo”, se define como el procesamiento (refinación) hasta la obtención del producto final. Las áreas “Flujo arriba” incluyen, tanto la perforación bajo tierra y terminación de los pozos hasta el cabezal, como la transportación desde el cabezal del pozo hasta la refinería o planta de separación. El cabezal del pozo o “Árbol de navidad” es el sistema de control que consiste de varias válvulas y preventores de explosión unidos al extremo final de cada pozo de petróleo y/o gas. Las áreas “Flujo abajo” comienzan generalmente en la refinería o planta de separación y terminan hasta la obtención del producto final. Los procesos involucrados en la industria de petróleo, gas y petroquímica generalmente incluyen, ya sea la separación o la reacción o ambas. Ejemplos de algunos procesos son:

• Plantas de gas Sólo separación • Refinería básica (p. ej. destilación fraccionada) Sólo separación • Refinería sofisticada (p. ej. desintegración, Separación seguida por

desintegración catalítica) reacción • Planta petroquímica (p. ej. Etileno, Reacción seguida por

Polietileno) separación • Gas natural / de petróleo licuados Separación seguida de

licuefacción 2.2. MATERIAS PRIMAS MÁS IMPORTANTES. Las materias primas para una refinería o una planta de separación de gas son el petróleo o gas crudos, respectivamente. Estos procesos de la primera etapa elaboran, ya sea productos finales o “intermedios” que se vuelven materia prima para otros procesos posteriores. Estos procesos subsecuentes pueden incluir el fraccionamiento adicional de moléculas pesadas en otras más ligeras, como ocurre en las unidades de desintegración (cracking) o en la producción de petroquímicos. 2.3. PREPARACIÓN DE LAS MATERIAS PRIMAS. Dependiendo del proceso a utilizarse, del producto requerido y/o de las necesidades ambientales, la materia prima puede requerir de limpieza, normalmente para que la conversión / separación se logre con la máxima eficiencia; que las impurezas asociadas no

8 / 38

tengan efecto alguno sobre la reacción, que no “envenenen” a cualquiera de los catalizadores, que no dañen otros equipos y/o que no liberen contaminantes a la atmósfera. La limpieza de una materia prima puede hacerse de varias formas diferentes: desde una simple eliminación o separación (por gravedad o punto de ebullición) o pasar la materia prima a través de tamices (moleculares o mecánicos), hasta reacciones químicas. La pureza requerida de la materia prima normalmente dependerá del producto a elaborarse, de la reacción a efectuarse, del equipo involucrado en el proceso, de los controles ambientales / limitaciones o consideraciones económicas. El paso de las impurezas a través de los procesos puede resultar en un daño a los equipos subsecuentes por erosión, corrosión, incremento del desgaste y/o “inhibición” de catalizadores, reducción de los rendimientos o impurezas del producto que afecten el precio de venta del producto o que incrementen los costos de fabricación del producto. 2.4. PROCESOS PRINCIPALES. La mayoría de los procesos involucrados en las industrias del petróleo, gas y petroquímica se relacionan, tanto a la separación de las mezclas de hidrocarburos en sus componentes, como a la reacción de hidrocarburos para obtener otros productos, generalmente de mayor valor.

2.4.1. Destilación. Las unidades de destilación simplemente separan una mezcla mediante el calentamiento del líquido y haciendo pasar sus vapores a través de una columna vertical que puede rebasar los 45 m de altura. La columna consta de varias etapas o platos, cuyo número puede variar normalmente de 20 a 40.

9 / 38

Los componentes se separan a diferentes niveles de la columna debido a sus puntos de ebullición diferentes. Los tipos más comunes de platos de las columnas de destilación son los perforados y los de cachuchas de burbujeo o campanas de barboteo. Los platos perforados son simplemente placas con pequeños orificios de aprox. de 5-6 mm de diámetro. Los de campanas de barboteo tienen sobre cada orificio en el plato una taza o campana boca abajo que se levanta siempre que la presión inferior rebasa la fuerza vertical hacia abajo de la campana. Por lo tanto, el vapor burbujea hacia arriba a través del líquido sobre el plato. Los productos son extraídos a diferentes niveles de la columna, cayendo los productos más pesados al fondo de la columna, mientras que los más ligeros se mueven hacia la parte alta de la misma. Entonces los productos son enfriados o condensados y forman, ya sea un producto final o se transforman en un producto intermedio para procesamiento adicional. De la materia prima petróleo crudo, los productos obtenidos de la destilación simple son, desde la parte superior de la columna hacia abajo, butanos e hidrocarburos ligeros, gasolina, naftas, kerosenos, diésel y combustóleo (gasóleo) y los residuos. La destilación es una parte importante de la refinación y de muchos procesos petroquímicos. 2.4.2. Desintegración (cracking). En términos generales, en la industria petrolera, mientras más grande sea la molécula de los hidrocarburos, menor es su valor. Aunque la destilación fue el primer proceso en una refinería, los refinadores encontraron pronto maneras para generar moléculas más pequeñas de hidrocarburos, rompiendo las más grandes y menos utilizables. Por lo tanto, desintegración es el término más comúnmente usado para designar la descomposición de las moléculas grandes en pequeñas. Este término, sin embargo, puede tener significados ligeramente diferentes en la industria petroquímica, en la que se relaciona más comúnmente al rompimiento de una molécula. Hay varios tipos de métodos de desintegración, incluyendo el calentamiento directo a más de 500° C (pirólisis) y el calentamiento en presencia de un catalizador (desintegración catalítica/ desintegración catalítica de lecho fluidizado). La desintegración puede llevarse a cabo a alta o baja presión, dependiendo del proceso o materia prima específicos que se estén usando. La desintegración de estas moléculas largas de hidrocarburos implica que no haya suficientes átomos de hidrógeno para combinarse con los átomos de carbono de las nuevas moléculas más pequeñas; por lo tanto, en lugar de producir sólo hidrocarburos, se obtiene el carbón casi puro, en forma de coque, como subproducto de la desintegración de petróleo / residuos pesados. Este coque se elimina del proceso mediante la unidad coquizadora. Por lo anterior, se introdujo la hidrodesintegración (hydrocracking) para obtener hidrocarburos más ligeros a partir de otros más pesados. Este proceso involucra la reacción de desintegración que ocurre en la presencia de hidrógeno adicional y un lecho catalítico fijo (a diferencia del fluidizado). El proceso de desintegración no puede efectuarse sólo en reactores. La desintegración, especialmente la térmica (pirólisis), se usa en varios procesos dentro de la industria petroquímica. Un ejemplo mayor es la producción de etileno, en el curso de la cual se bombea el etano a través de tubos de cuatro a seis pulgadas (diez a quince cm) de diámetro y se calienta por encima de los 800°C. El etileno es el producto del proceso de desintegración.

10 / 38

2.4.3. Alquilación. Un resultado de los varios métodos de desintegración mencionados anteriormente para los refinadores, fue que se produjeran demasiados hidrocarburos ligeros. Por eso es que se inventó el proceso de alquilación, que transforma los hidrocarburos ligeros en pesados. En términos simples, este proceso involucra la conversión de una mezcla de hidrocarburos ligeros como olefinas y el propano/butano en alquilados (hidrocarburos de mayor masa molecular que los usados como materia prima). El alquilado se produce enfriando primero las materias primas, mezclándolas con isobuteno y un catalizador (normalmente ácido sulfúrico). Una vez que ha ocurrido la reacción, se elimina el ácido y entonces se pasan los hidrocarburos a través de un recipiente con sosa cáustica para eliminar cualquier rastro de ácido, antes de alimentarlos a las columnas de destilación para separar el alquilado del gas saturado. 2.4.4. Reformación. El proceso de reformación causa cambios químicos a las materias primas, generalmente aplicando mucho calor en presencia de un catalizador. En una refinería, el importante proceso de reformación ocurrirá en el reformador catalítico, donde una corriente de nafta es llevada a través de varios reactores que tienen un catalizador de alúmina, sílica y platino. Los reactores operan entre 200 – 500 Lb/pulg2 (psi) y 480 - 525° C. La composición química de los materiales iniciales va cambiando conforme estos pasan a través del reformador. En la industria petroquímica, uno de los grandes procesos de reformación es la producción de gas de síntesis para la fabricación de metanol o amoniaco. Los dos procesos más usados son la reacción del metano con el vapor (reformación por vapor) o la oxidación parcial de metano. Ambos procesos utilizan altas temperaturas y presiones y, por lo tanto, requieren de equipo principal similar a un horno de desintegración (cracking furnace). 2.5. CATALIZADORES. Los catalizadores juegan un papel muy importante en las industrias del petróleo, gas y petroquímica; pueden variar ampliamente en composición, valor, durabilidad, susceptibilidad a ser “envenenados” (inhibidos), vida útil, fungibilidad y posibilidad de ser regenerados. Muchos catalizadores se fabrican a partir de metales (incluyendo metales preciosos como el platino). Generalmente están hechos especialmente para procesos específicos y están protegidos por patentes. 2.6. PROCESOS UNITARIOS. Las grandes refinerías o plantas petroquímicas constan de gran cantidad de maquinaria y equipo, generalmente distribuidos de tal manera que ciertas áreas del sitio estén dedicadas a un tipo particular de proceso. La combinación de varias piezas de maquinaria y equipo requeridos para realizar un cierto proceso y el proceso mismo se conocen como “Procesos Unitarios”, p. ej. las unidades de destilación, de crudo, de coquización, de etileno y de alquilación. Estos “Procesos Unitarios” consisten de maquinaria estática y rotativa con complejidad y tamaño variables y que operan bajo condiciones (temperaturas, presiones y cargas), también variables, dependiendo del trabajo que se requiere de ellas. En términos generales y como puede verse en las descripciones anteriores, las refinerías de petróleo o plantas petroquímicas toman una materia prima y la fragmentan o la “adicionan”

11 / 38

para fabricar productos útiles para su venta. El “arte” del propietario de una refinería o planta petroquímica es elaborar una mayor cantidad de los productos más valiosos y minimizar o encontrar formas de usar los productos menos útiles/subproductos. 2.7. POLÍMEROS Y MONÓMEROS. Los polímeros son uno de los grupos más importantes de la industria petroquímica y son moléculas largas formadas por la unión repetida de uno o más tipos de moléculas más pequeñas conocidas como monómeros. Los monómeros pueden ser unidos, ya sea en cadenas lineales o arborescentes. Las propiedades conferidas al polímero son diferentes si el monómero se une de forma lineal o arborescente. El número de moléculas de monómeros unidas es llamado grado de polimerización. Los polímeros más útiles tienen pesos moleculares entre 10,000 y 1’000,000 unidades de masa atómica UMA. Agregué las unidades que faltaban Algunos ejemplos comunes de polímeros y monómeros son: Polímeros Monómeros

Polietileno Etileno Poliestireno Estireno Cloruro de polivinilo (pvc) Cloruro de vinilo Generalmente, los métodos de fabricación de polímeros usan fluidos inflamables que se hacen reaccionar en grandes recipientes a presiones y temperaturas significativas. El polímero se obtiene generalmente como sólido antes de ser procesado adicionalmente para llegar al producto final. Los productos hechos a partir de los polímeros son una parte importante de la vida diaria y, por tanto, deben entenderse sus métodos de fabricación y los riesgos asociados. Los métodos principales para producir plásticos son:

• Separación seguida de moldeo por licuefacción (compresión, inyección, soplado y rotomoldeo).

• Extrusión (normalmente vía un extrusor recíproco de tornillo). • Película y tubos soplados. • Calandrado • Fundido.

Básicamente, el polímero es calentado y/o comprimido y/o inyectado en varios tipos de máquina. El polímero se licúa debido a la temperatura y/o presión y es forzado a tomar la forma del molde, boquilla o rodillos, etc. Por lo tanto, a diferencia de las exposiciones normales a las máquinas que frecuentemente funcionan en ambientes corrosivos (corrosión, uso y desgaste natural, etc.), la principal exposición de este tipo de procesos es la avería de máquina, ya sea por su propia falla o cuando se interrumpe el suministro de energía a esa máquina. Si, por ejemplo, falla el suministro de energía de un extrusor, el polímero líquido se enfría y solidifica dentro de la máquina, dejando una gran suciedad que debe limpiarse. Se ha dicho que los resultados de este tipo de pérdida no son diferentes a la solidificación de molde en una planta de aluminio o de acero. No obstante, en general, los valores de la maquinaria asociada con la producción de polímeros son más bajos.

12 / 38

2.8. SERVICIOS. Cada Proceso Unitario requiere de varios servicios (por ejemplo, agua, vapor, energía eléctrica y aire) y, en consecuencia, la mayoría de las plantas de petróleo, gas y petroquímicas tienen grandes secciones de servicios dentro de los límites de las plantas. Estas incluyen turbinas, turbinas de vapor, transformadores y calderas. 3. DESARROLLO DEL SECTOR DE “P&G”. 3.1. IMPULSORES DEL MERCADO. Aunque que los pronósticos económicos de años recientes predecían un crecimiento consistente, la reciente crisis financiera global los ha contradicho; pero la tendencia a largo plazo permanece positiva y se espera un incremento anual sostenido de la demanda de energía en el primer mundo hasta 2030. Por lo tanto, se espera que la demanda global de petróleo crezca anualmente 1%, de 85 Millones de BPD en 2009 a 105 Millones de BPD en 2030, viniendo la mayor parte del crecimiento de los países fuera de la OCDE.

Adicionalmente, se pronostica un incremento de 1.5% anual en la demanda global de gas; 80% del crecimiento en 2030 será de países fuera de la OCDE y el mayor crecimiento será en la zona del medio Oriente. Las industrias del Petróleo, Gas y petroquímica enfrentarán los siguientes desafíos y tendencias:

13 / 38

• Aumento en el consumo interno de petróleo, gas (natural licuado para generación de

energía) y productos refinados (para transporte) de los países fuera de la OCDE y de los países exportadores de petróleo y gas.

• Incremento en el involucramiento e influencia de las CPN. • Desplazamiento de los nuevos sitios de producción (y las construcciones y mejoras

asociadas) al Oriente Medio y a Asia. • Tiempo de respuesta largo para las fuertes variaciones en la demanda, ya que los

ciclos de inversión son mayores a cuatro años. • Incremento de las presiones públicas y gubernamentales para reducir las emisiones

de gases de invernadero (plantas energizadas con carbón, así como los productores de poliolefinas, arenas bituminosas…).

3.2. DEMANDA DE PRODUCTOS - PERSPECTIVA DE MEDIANO Y LARGO

PLAZO. 3.2.1. Productos refinados. Por varias décadas, la industria de refinación ha sido un negocio de bajo márgen de utilidad y probablemente persista este bajo retorno de capital, resultando en un creciente desplazamiento de compañías privadas a CPN. En adición al cambio de propietarios, la ubicación geográfica también ha evidenciado un desplazamiento, marcándose en el período de 1998 – 2008 una tendencia de reducción de la participación de Norteamérica y Europa / Rusia en la capacidad total de refinación. Durante el mismo período, se ha incrementado la capacidad de la Zona Asia – Pacífico a representar en 2008 un total combinado de 37% de la capacidad mundial de refinación. También es probable que se incremente la refinación de crudos pesados y amargos (sulfurosos) que representan 50% de la producción mundial de petróleo, agregando a las refinerías a través del globo nuevas unidades de proceso para crudo pesado – amargo para mantener la rentabilidad. El incentivo para procesar el crudo pesado – amargo es alto, ya que estos crudos se venden con un descuento considerable respecto a los precios de los crudos ligeros y dulces. 3.2.2 Productos petroquímicos. Igual que en la refinación, los márgenes de la petroquímica siempre han sido cíclicos. El Oriente Medio, particularmente Arabia Saudita, está entrando ahora en las “ligas mayores” de la producción de etileno y presionando a los productores existentes. Los proveedores de derivados de etileno del Medio Oriente tienen una significativa ventaja competitiva con costos de producción 50% más bajos que los de otros países productores (precios bajos de materias primas). Adicionalmente, esos países tienen una responsabilidad social de crear empleo para sus crecientes poblaciones y de desarrollar la manufactura local. La industria petroquímica ha seguido la tendencia de la refinación, con los países emergentes creando localmente instalaciones para capitalizar el valor agregado. La mayoría de los grandes proyectos petroquímicos están en el Oriente Medio y en Asia. En el largo plazo, la competencia al Medio Oriente y a Asia puede venir de África del Norte, donde las abundantes fuentes de gas no asignado hacen que pueda usarse el etano como materia prima, en lugar de productos refinados de petróleo.

14 / 38

3.2.3. Gas Natural Licuado (GNL). Ha habido grandes inversiones en Licuefacción (plantas de GNL) en los lugares donde no es posible transportar el gas por ductos hasta su destino final y hay fuentes significativas de gas disponibles. Estas plantas licúan el gas, ya que su reducido volumen comparado al que ocupa en su estado natural hace comercialmente posible enviarlo por barco. En el punto de recepción se construyen terminales de regasificación del GNL, de tal manera que el gas pueda regresarse a su estado gaseoso y alimentarse a las redes locales de gas.

Las grandes inversiones en GNL son realmente viables sólo donde las reservas mínimas de gas exceden 7 Billones (españoles, millones de millones o trillones ingleses) de pies cúbicos. Las grandes áreas para invertir en GNL son África, Asia, Australia y Papúa - Nueva Guinea, Rusia y el Oriente Medio. Los mayores importadores de GNL son Japón y Corea, aunque muchos países europeos ya han construido terminales GNL para complementar sus redes de gas. 3.3. PRODUCCIÓN DE LÍQUIDO NO CONVENCIONAL Y CONSTRUCCIÓN

ASOCIADA. 3.3.1. Arenas bituminosas / Petróleo superpesado / Petróleo no convencional. Con un potencial de 3.6 billones (españoles o millones de millones) de barriles de petróleo (principalmente en Canadá y Venezuela), el petróleo no convencional representa dos terceras partes de los recursos petrolíferos mundiales totales y, de hecho, jugará un papel cada vez más importante en la producción mundial de petróleo en las décadas siguientes. Se pronostica que la producción de las arenas bituminosas alcanzará los 4.5 Millones de BPD en 2035. Este incremento será impulsado principalmente por los precios del petróleo potencialmente más altos y por los avances en las tecnologías de producción (Drenaje por gravedad asistido con vapor o SAGD de baja presión, producción asistida con solventes, tecnologías mejoradas nuevas o modificadas) que reducirán los gastos de capital y los costos de operación. Los principales riesgos e incertidumbres son los precios del crudo, los costos del gas natural, las preocupaciones ambientales (Canadá), las restricciones geopolíticas (Venezuela) y la fluctuación del capital requerido. Se necesitarán proyectos de construcción asociados para el

15 / 38

pre-procesamiento del crudo pesado alimentado para adecuar los proyectos de refinerías convencionales (mejoras que incluyen la eliminación de agua, arena, desperdicios y productos ligeros seguidos por la purificación e hidrogenación catalíticas. Debido a los muy altos niveles de inversión, los proyectos de arenas bituminosas serán, cada vez más, dominados por empresas grandes, bien capitalizadas; las mayores especulando con el valor a largo plazo y las CPN’s asegurando el acceso a los recursos. 3.3.2. Gas a líquido (GAL. GTL, por sus siglas en inglés). Se anticipa que la demanda de combustibles GAL crezca firmemente para satisfacer la creciente demanda de energías más limpias, especialmente para el diésel, con un énfasis y legislación más exigentes en Europa y los Estados Unidos para combustibles con bajo contenido de azufre y compuestos aromáticos. No obstante, el éxito comercial de la tecnología GAL aún no está totalmente consolidado y las utilidades de los proyectos GAL dependerán del precio de los bonos obtenidos por las ventajas ambientales de los combustibles producidos con GAL; la tecnología GAL no es competitiva actualmente con la de producción convencional de petróleo, ya que los costos de capital de los proyectos GAL tienden a ser el doble de los de las refinerías. Los proyectos GAL son escalables, permitiendo usar depósitos más pequeños de gas (no rentables para GNL) o de gases asociados que, de otra manera, deberían quemarse. Qatar ya ha invertido substancialmente en proyectos GAL; Australia, Egipto, Trinidad y Tobago y Nigeria son candidatos potenciales para tener grandes instalaciones de GAL Pueden realizarse construcciones medianas y pequeñas adicionales para los pequeños depósitos naturales de gas o para el gas desperdiciado o quemado en las chimeneas de las refinerías. 3.3.3. Carbón a Líquido (CAL. CTL, por sus siglas en inglés). La tecnología CAL es particularmente apropiada para países con grandes reservas propias de carbón (China, Estados Unidos, Australia, Indonesia, India, Alemania, Sudáfrica) y que dependen fuertemente de las importaciones de petróleo. No obstante, los pronósticos más optimistas indican para 2030 una producción adicional de 1 Millón de BPD sólo de líquidos no convencionales producidos con el proceso CAL, ya que se requiere de altos gastos de capital y el impacto ambiental es muy negativo sin los gastos asociados a la retención y almacenamiento del carbón. Adicionalmente, los gobiernos pueden inclinarse más a conservar las reservas de carbón para generar energía que a la conversión CAL (China). Se pronostica muy poca actividad de construcción para la licuefacción directa e indirecta por CAL antes de 2030. 4. EXPOSICIONES A RIESGO. El sector presenta exposiciones únicas originadas no sólo por la complejidad de la ingeniería de procesos, sino también por las remotas y dificultosas ubicaciones en que se encuentran las fuentes de petróleo y gas. Consecuentemente, tales exposiciones únicas de este sector pueden categorizarse como generadas por:

i) Las partes involucradas ii) La ubicación

16 / 38

iii) Los aspectos técnicos iv) El retraso en el arranque.

4.1. LAS PARTES INVOLUCRADAS. 4.1.1. El mandante de las obras. Usualmente, quien manda hacer la obra será el operador final de la planta y su interés primordial es que el proyecto se termine a tiempo, dentro del presupuesto y con las especificaciones requeridas. 4.1.2. El equipo de administración del proyecto. La complejidad y el tamaño de los proyectos de “P&G” grandes son tales que, con frecuencia, se requiere que el mandante contrate directamente un equipo de administración del proyecto (PMT, por sus siglas en inglés) o que este servicio se lo suministren los grandes proveedores internacionales de consultoría en administración de proyectos. La administración de proyectos es una parte crítica de cualquier proyecto de construcción. Los grandes proyectos de “P&G” constan frecuentemente de varias grandes áreas de procesos construidas y montadas por diferentes contratistas. Por tanto, es importante que el PMT tenga la experiencia pertinente en “P&G” para manejar las complejas interrelaciones entre todas las partes. 4.1.3. Contratista principal / Contratista y subcontratistas de contratos de Ingeniería,

Procura y Construcción. El contratista principal es la parte con la que el mandante contrata la construcción física del proyecto. Además, el contratista principal también puede ser designado para hacer la ingeniería, compras y la construcción del proyecto, en cuyo caso se les llama Contratos de Ingeniería, Procura y Construcción (IPC o EPC por las siglas en Inglés de Engineering, Procurement & Construction). Sugiero agregar la nota anterior para mayor claridad El contratista principal contratará subcontratistas especialistas con el objetivo de maximizar la calidad y la competitividad del precio. No obstante, la consideración fundamental de riesgo es que el contratista principal tenga la experiencia y capacidad pertinentes en el sector correspondiente. 4.1.4. Licenciadores de tecnología. La tecnología de procesos puede ser liberada (disponible sin costo) o Licenciada (por la que se requiere pagar derechos). Los licenciadores venden, ya sea diseños existentes y bien probados, aunque no necesariamente los más eficientes, o sus diseños más recientes y mejorados. Para un proceso dado puede haber varios diseños diferentes de distintos licenciadores. Los procesos licenciados alternativos presentarán diferentes perfiles de riesgo y, por lo tanto, es importante apreciar tales diferencias en cualquier evaluación de riesgos. 4.1.5. Proveedores. Los proveedores suministran materiales y/o equipo para incorporarlos al proyecto. Es importante que estos proveedores tengan una buena reputación y que la calidad de sus productos cumpla con las normas requeridas.

17 / 38

4.1.6. Consultores. Los consultores son los especialistas que asesoran a los propietarios o a los contratistas IPC y prestan asesoría para áreas específicas del proyecto. Estos pueden incluir servicios como:

Aseguramiento / Control de Calidad (QA / QC) Verificación de materiales Protecciones contra Incendio Levantamiento de cargas pesadas Administración de Riesgos Identificación y evaluación de riesgos de Peligros y Operaciones (HAZOP).

4.2. LA UBICACIÓN. Los factores que son influenciados por la ubicación del proyecto pueden ser ambientales o humanos. Se revisan más adelante. 4.2.1. Ambientales. Riesgos naturales.

o Terremoto o Inundación o Huracán o Tormentas tropicales o Tsunami o Vulcanismo o Granizo

4.2.2. Condiciones del terreno. Los proyectos de “P&G” frecuentemente incluyen enormes estructuras, junto con equipo de gran tamaño, creando considerables cargas, tanto estáticas como dinámicas, que pueden hacerse frecuentemente más complejas por las dificultades geológicas, climatológicas y de actividad sísmica locales. Consecuentemente, el diseño de los cimientos es fundamental para lograr los objetivos de transferencia de las cargas de las estructuras y de los equipos. 4.2.3. Consideraciones políticas. La situación en el sitio del proyecto puede ser impactada indirectamente por Guerra, Terrorismo y Huelgas, Motines y Conmoción Civil. Estos riesgos pueden ser exclusiones específicas de la Póliza, pero necesita considerarse el impacto secundario de los mismos, como la imposibilidad de atraer mano de obra calificada, limitaciones en el transporte y la prolongación de la duración del proyecto, causando un incremento en los costos de un siniestro, más allá de los niveles normales en caso de pérdida. 4.3. CONSIDERACIONES ESPECÍFICAS PARA “P&G”. 4.3.1. Montaje y manejo. Mientras que el potencial de pérdida que se origina del montaje y manejo de objetos no es único de los proyectos de construcción de “P&G”, el tamaño, el peso y la dimensión de

18 / 38

muchas de las unidades clave de proceso crean la necesidad de procedimientos específicos y controlados de levantamiento de cargas.

An example of a large lift at a project site.

4.3.2. Prototipos / Ampliaciones / Nuevos procesos / Materiales. La constante búsqueda de eficiencia y de mejorar la rentabilidad da un estímulo importante para el desarrollo de tecnología que logre esos objetivos, que se logran mediante nuevos materiales, diseños y procesos y ampliaciones. Mientras que los límites técnicos pueden ser forzados, es inusual que se incorpore a las plantas prototipos o equipo que no se haya probado, ya que el mandante estará preocupado igualmente por la integridad, la confiabilidad del servicio y de la producción de la planta, para asegurar el mantenimiento del flujo de ingresos. No obstante, la ampliación continúa siendo común a muchos proyectos. 4.3.3. Pre-puesta en marcha y pruebas en frío. Las pruebas en frío de los componentes, llamadas muchas veces pruebas mecánicas, se realizan en los momentos convenientes durante el período de montaje / instalación. Estas pueden consistir en pruebas hidrostáticas de fugas en calderas, recipientes a presión,

19 / 38

columnas, torres, tanques de almacenamiento y tuberías y pruebas simples mecánicas / eléctricas de funcionamiento de equipo auxiliar, como motores, bombas, válvulas, equipo rotativo de proceso, equipo de control y distribución eléctricos, etc. Estas pruebas son realizadas como parte de la instalación, a niveles muy por debajo de los criterios de diseño y las consecuencias de la falla de componentes involucrados no son severas. La pre-puesta en marcha es una fase vital en el programa global del arranque. Las actividades que la conforman pueden resumirse como aquellas que llevan al sistema de un estado de “Construcción” al de “Listo para la puesta en marcha” e incluyen:

i) Lavado, soplado, desengrasado, limpieza química, raspado, circulación de lubricantes y fluidos de sello y otras actividades de limpieza para asegurarse de que todos los componentes del sistema cumplan con los criterios de limpieza requeridos.

ii) Pruebas de ajuste y de fuga, neutralización y secado para garantizar que el sistema cumpla con los criterios seleccionados de proporciones de fuga, contenido de oxígeno y de punto de rocío.

iii) Pruebas y verificaciones de funcionamiento de redes de instrumentos de control, de esquemas complejos de control, de sistemas de flama y gas y sistemas de seguridad para asegurarse de que los esquemas de control dentro del sistema cumplan las expectativas de funcionamiento.

iv) Pruebas dinámicas del equipo, incluyendo verificaciones de sobre-velocidad, monitoreo de vibración y de circulación sin proceso de fluidos para asegurar que el equipo mecánico que es parte del sistema cumple con los criterios normas de diseño.

Dado que la próxima fase del proyecto incluirá la introducción de materias primas, ésta fase es primordial para los proyectos de “P&G”, ya que los pequeños errores en esta etapa tendrán un profundo impacto durante las pruebas en caliente. Al completarse las actividades de pre-puesta en marcha, se considera al sistema como “Listo para la puesta en marcha”. 4.3.4. Pruebas en caliente y Puesta en marcha, Arranque y Operación inicial. Con el inicio del período de pruebas en caliente y puesta en marcha se incorporan grandes cantidades de materiales combustibles y explosivos a temperatura y presión elevados. Por tanto, los tipos de pérdida que ocurren en la producción y procesamiento de hidrocarburos durante la fase de pruebas y puesta en marcha difieren de los que se presentan en la mayoría de las demás industrias. Las explosiones e incendios pueden ser más grandes, más extensos y tener mayor duración que en otras industrias. Las plantas que constan de varios Procesos Unitarios interdependientes se ponen en marcha siguiendo una secuencia determinada. Primero se ponen en marcha las plantas auxiliares, como tratamiento de agua, generadores de vapor, generación de energía o unidades de separación de aire y, enseguida, se ponen en marcha los Procesos Unitarios. El período total de prueba y puesta en marcha de las plantas más grandes puede durar hasta seis meses, aunque algunas instalaciones estén siendo probadas y operadas por más de un año. Por lo tanto, el período de pruebas debe ajustarse cuidadosamente al cronograma y todos los tiempos de operación de la planta / equipo que no hayan sido entregados / aceptados antes de la puesta en marcha de la planta principal pueden considerarse como parte del período de pruebas. Si se requiere la prolongación automática del período de pruebas, debe limitarse a una duración razonable. Toda prolongación debe otorgarse en términos y condiciones adecuadas

20 / 38

de riesgo. Debe tomarse en consideración que la exposición durante las pruebas y puesta en marcha se incrementa respecto a la exposición total promedio. 4.3.5. Aseguramiento de calidad / Soldadura. En proyectos de este tipo es importante que el mandante y/o sus representantes designados desarrollen planes específicos para la gerencia, el aseguramiento y el control de la calidad. De igual forma, debe exigirse a todos los contratistas, proveedores y vendedores que ejecuten y mantengan sistemas de calidad que cumplan con los requerimientos de la norma ISO 9001. El diseño de planta para las instalaciones debe estar basado en normas nacionales de diseño, reglamentos locales y los requisitos legales aplicables. Los cálculos de la presión de diseño de la planta y los planos deben hacerse acordes con una norma aprobada y revisados y aprobados por un proveedor acreditado del servicio de verificación. Hoy es una práctica común el diseñar las plantas para construirse en el sitio de la obra o de forma modular pre-construida, realizando la fabricación en los patios del fabricante especialista, situados regularmente en una ubicación diferente a la del sitio de obra. Las unidades y estructuras pre-ensambladas requerirán transporte al sitio de obra para su ensamble final. Esto tiene el efecto de minimizar las horas-hombre necesarias en el sitio de la obra y permite que se inicie el trabajo mecánico mientras las obras de preparación y cimentación aún se están realizando en el sitio de la obra. La soldadura es una actividad clave durante la construcción de proyectos de “P&G” y la calidad de la soldadura es esencial debido a los peligros involucrados; en consecuencia, es importante incorporar al proyecto una detallada evaluación de los procedimientos para el aseguramiento y el control de calidad. Debe darse un énfasis específico al cómo se instrumentarán en realidad estos procedimientos a través del proyecto para asegurar su cumplimiento. Esto puede significar la contratación de inspectores externos o que estos sean empleados por los propietarios de la obra en adición a los equipos de inspección de calidad de los contratistas.

21 / 38

4.3.6. Detecciones / Evaluaciones. Las plantas de procesamiento de “P&G” pueden clasificarse como Instalaciones de Alto Riesgo y, como tal, deben cumplir con las normas nacionales para el control de Instalaciones de Alto Riesgo. Durante la fase final de diseño del proyecto, el propietario realizará una identificación y evaluación de riesgos de Peligros y Operaciones (HAZOP, por sus siglas en inglés) de la planta entera. Esta evaluación debe identificar el tipo, la probabilidad relativa y las consecuencias de los accidentes mayores que pueden ocurrir. Esta revisión se dirige a áreas como: Prevención: Minimizar el potencial y consecuencias de fugas. Minimizar la probabilidad de ignición. Minimizar el potencial de colisión. Detección: Suministrar sistemas de detección de gas y flama. Mitigación: Protección activa y pasiva contra incendio. Mitigación de la sobrepresión por explosión. Distancias de separación seguras. Control: Aislamiento de la emergencia, chispas electrostáticas y purgado. Clasificación de áreas de riesgo. Diques, contención y drenajes. Como consecuencia de esta revisión se establecerá un amplio sistema de administración de seguridad, instrumentando medidas de control que reduzcan los efectos de un incidente mayor, incluyendo probables errores de los operadores, fallas de sistemas (hardware) y cambios ambientales. Es imperativo que todos los sistemas estén construidos, probados y totalmente operativos antes de que inicien las actividades de Pruebas en caliente / Puesta en marcha. En consecuencia, las tareas anteriores son consideradas como parte del riesgo normal de montaje / instalación, siendo el fuego el peligro clave. 4.3.7. PML La definición de la pérdida máxima puede entenderse como la Pérdida Máxima Posible o la Perdida Máxima Probable. Es importante entender qué definición se está aplicando y reconocer las diferencias entre ellas. La Pérdida Máxima Posible es la pérdida máxima que posiblemente podría derivarse de un sólo evento, sin tomar en cuenta ningún factor mitigante. La Perdida Máxima Probable es la pérdida máxima que podría derivarse de un sólo evento, pero tomando en cuenta los factores mitigantes. En la mayoría de los casos, la Pérdida Máxima Posible en un proyecto de “P&G” se debería, ya sea al incendio de granjas de tanques, a una explosión del vapor en expansión de un

22 / 38

líquido en ebullición (BLEVE por sus siglas en inglés) o a una Explosión de una nube de vapor no confinada (UVCE, por sus siglas en inglés). Hay varias metodologías que pueden usarse para calcular el daño resultante de escenarios UVCE; por ejemplo, SLAM, IOI Blue Book y XOL. Aunque cada una aplica distintos supuestos, siempre se consideran los siguientes puntos: • Todos los equipos manuales y automáticos de protección contra incendio están en

servicio antes de la explosión. • Solamente debe considerarse los productos combustibles arriba de su punto de ebullición

a presión ambiental. • Debe liberase un mínimo de una tonelada de material evaporado. Se reconoce en general

que toda liberación menor a ésta no produciría una sobrepresión dañina. • Cuando los productos están en estado gaseoso en el equipo, sólo se considera gases /

vapores a presiones mayores a 30 Bar. • La liberación es instantánea. No se considera la velocidad de la fuga. • El material liberado se evapora instantáneamente y de inmediato se forma una nube con

base en las condiciones termodinámicas del gas o líquido inflamables antes de la liberación. Se supone que los gases licuados se evaporan completa e inmediatamente sin auto-refrigeración de la granja de tanques.

• La nube formada tiene forma cilíndrica con un eje vertical de acuerdo al tope de la nube. No se considera distorsión por las estructuras ni por el viento.

• Se supone que la nube tiene una composición uniforme y que la mezcla vapor-aire está en el punto medio del rango de explosividad.

• La explosión potencial se compara con la que experimenta el Trinitrotolueno (TNT). • El tamaño de la fuga se basa en el recipiente más grande de proceso o en la línea más

larga de recipientes de la línea de producción interconectados y no aislados. Puede considerarse que las válvulas de corte accionadas o controladas automáticamente desde una posición remota reducen el tamaño de la fuga estimada. También puede suponerse que las válvulas de vaciado automático, los drenajes y los sistemas de quemado de gases (quemadores, chimeneas, chacuacos) son un factor para reducir el tamaño de la fuga si están instalados en forma segura. No obstante, debe considerarse que el 5% de su contenido se debe a la fuga. No entiendo el sentido de esta frase y sugiero aclararla con los autores, con la experiencia o quitarla.

• No puede considerarse que la existencia de fuentes de ignición reduzca el tamaño de la nube. Para estimar el tamaño de la nube debe usarse la cantidad total que puede fugarse. La experiencia siniestral ha mostrado que los vientos pueden permitir la formación de grandes nubes sin entrar en ignición por una fuente cercana.

• No se incluyen los gases o líquidos usados como combustibles, ya que la experiencia de pérdidas muestra que no deben considerarse.

• No se incluye la falla de un tanque de almacenamiento. • No se considera la falla de tuberías desde las instalaciones de almacenamiento o

alimentación. Una vez que se ha establecido el tamaño de la nube, el modelo calculará la posición óptima de la nube de vapor que, una vez encendida, causará la devastación más grande. En el plano de la siguiente página se muestran el potencial punto de liberación, el tamaño de la nube de vapor y el diámetro de la onda de presión, con círculos de sobrepresión de 5, 2 y 0.5 Lb/pulg2 (PSI, por sus siglas en inglés)

23 / 38

4.4. RETRASO EN EL ARRANQUE (DSU). La cobertura de Retraso en el arranque (DSU) puede amparar al Mandante / Principal y a los financiadores, pero sólo cubriría: Los gastos fijos (incluyendo el repago de los intereses del crédito) y Utilidad neta (antes de impuestos) no obtenida

durante los retrasos en la fecha programada de inicio de la operación comercial que resulten de un daño físico causado por cualquier riesgo asegurado por una póliza de Obra Civil (CAR) o de Montaje (EAR). 4.4.1. Evaluación del riesgo de DSU Esta requiere de y/o consiste de un entendimiento detallado del proyecto y de aquellos peligros y exposiciones que pueden impactar la fecha programada en el cronograma para el inicio comercial de actividades, incluyendo, entre otros: • Los eventos que podrían causar pérdida o daño físicos, específicamente aquellos que

ocurrieran hacia el final del proyecto, cuando no es probable recuperar la pérdida de tiempo.

• El cronograma de avance y la ruta crítica de las obras del proyecto, incluyendo la duración de cada fase del proyecto; p. ej., si el proyecto es afectado por patrones climáticos estacionales, ya que algunas obras no pueden realizarse durante ciertas épocas del año.

• El proceso completo de la planta, incluyendo el número y capacidad de las unidades primarias de producción y su meta de producción.

• Información de proveedores y fabricantes, incluyendo su capacidad y tiempos de entrega para reemplazar o reparar piezas críticas de maquinaria y equipo en caso de pérdida o daño.

• Planes de contingencia listos para llevarse a cabo para reducir interrupciones o retraso. • La reputación y experiencia de los contratistas y subcontratistas en proyectos de “P&G”

y la disponibilidad de mano de obra calificada y adecuada.

24 / 38

5. CONTRATOS DE CONSTRUCCIÓN Y ASIGNACIÓN DE RIESGOS.

5.1. PARTES CONTRATANTES DE UN PROYECTO DE ENERGÍA EN TIERRA. Los proyectos de construcción involucran a varias partes que llevan a cabo diferentes funciones y que, por esta razón, son naturalmente complicados. Los términos de los contratos que rigen esas funciones y el cómo se administran esos contratos tienen una importancia crucial para la realización exitosa de cualquier proyecto. Las partes involucradas pueden incluir al Propietario, los Financiadores del proyecto, Contratistas, Subcontratistas, Fabricantes, Proveedores y Vendedores de materiales y equipo, Licenciadores, Autoridades locales / federales, Empresas / Consultores de ingeniería, Propietarios de los terrenos, Proveedores de materias primas e Intermediarios financieros, Proveedores de instalaciones, Propietarios de embarcaciones, Propietarios de maquinaria y equipo, entre otros. Cada una de las partes tienen diferentes motivaciones que los llevan al proyecto y las bases del contrato de cada uno de ellos pueden variar significativamente. La estructura final de contratación dependerá mucho de la estructura legal que tenga la compañía que operará el proyecto terminado. Adicionalmente, esta compañía puede ser tratada, bien como “maquiladora”, en la que al propietario simplemente se le paga por convertir las materias primas en los productos finales o bien como comprador comercial de materias primas y vendedor comercial de productos finales. Antes de que pueda establecerse completamente cualquier necesidad de seguros, es esencial, tanto entender como evaluar las relaciones y responsabilidades legales entre todas las partes involucradas en el proyecto. Estas relaciones pueden resumirse para la mayoría de los casos en el siguiente diagrama.

ONSHORE ENERGY PROJECT

SINGLE / MULTIPLE

BUILD CONTRACTS

INDEMNITIES & INSURANCE PROVISIONS THIRD PARTY

AND SURROUNDING

PROPERTY EXPOSURES

ANY OTHER LEGAL

LIABILITIES

FEED STOCK & UTILITY SUPPLY

CONTRACTS

TECHNOLOGY, PROCEDURES &

WARRANTIES

OFF TAKE AND/OR

CUSTOMER AGREEMENTS

LENDERS – LOAN DOCUMENTS /

INSURANCE REQUIREMENTS

25 / 38

Es importante asegurarse de que todas las partes del proyecto y/o aquellas que tengan una influencia sobre el mismo se incluyan en el diagrama contractual anterior y que las implicaciones y responsabilidades legales de todas la partes se entiendan y definan claramente. 5.2. FILOSOFÍA DE CONTRATACIÓN. Uno de los factores más importantes en la relación propietario / contratista es si hay o no un contratista “IPC” quien es el único responsable del proyecto o si hay diversos contratistas con contratos directos con el propietario. Un contacto / responsable legal único proporciona una relación contractual mucho más clara, minimiza las disputas y, en el nivel más alto, significa que el proyecto completo se realiza entre dos equipos humanos: por un lado, el del propietario y, por el otro, el de los contratistas. El que haya diversas partes contratantes involucradas directamente con el propietario puede causar más disputas, especialmente cuando ocurra un problema y los diferentes contratistas no puedan acordar dónde reside el problema. También es extremadamente importante entender las ramificaciones de cualquier tipo de contrato de compra obligatoria (Take or pay) para el suministro de materia prima o para la venta de cualquier producto, ya que es necesario entender claramente el efecto de estos en caso de cualquier retraso en el proyecto. Las disposiciones para Fuerza mayor en cualquiera de los contratos anteriormente mencionados necesitan ser claramente entendidas, ya que pueden tener efectos muy significativos en el desenlace de cualquier disputa entre las partes. La definición de Fuerza mayor en los contratos de construcción puede variar desde ser muy limitada hasta ser extremadamente amplia. Mientras más amplia sea la definición, mayor será la capacidad del contratista para obtener exención de responsabilidad por costos, retrasos o falta de rendimiento. 5.3. EQUILIBRIO EN LAS RELACIONES. El lograr un equilibrio razonable en las relaciones contractuales entre las partes es vital cuando se trata de evaluar los riesgos / exposiciones que han aceptado las partes y en qué medida pueden transferirse estas exposiciones a otros mediante el seguro. El tener un contrato que favorezca fuertemente a una de las partes puede llevar a grandes disputas en el futuro. En tiempos de dificultades económicas, es común que los contratos desbalanceados saquen del negocio a los contratistas, lo que no es benéfico para los propietarios ni para los contratistas. Esto fue ilustrado clásicamente en la década de los 90’s para los contratos del Mar del Norte, cuando los propietarios tuvieron dificultades para encontrar contratistas que les hicieran obras y/o los contratistas exigían precios prohibitivos por hacerlas. Entonces se reunieron los propietarios y acordaron una forma estándar de contrato de construcción / mantenimiento más balanceada, que fue conocida como Iniciativa CRINE. Posteriormente, los contratos estándar para la industria del “P&G” en alta mar (offshore) del Reino Unido han sido emitidos por LOGIC. Dependiendo de los ciclos del mercado, los contratistas aceptarán o rechazarán los contratos “IPC” a precio fijo. En los años recientes de crecimiento de los proyectos sobre tierra alrededor del mundo ha sido extremadamente difícil encontrar contratistas grandes de energía sobre tierra que quieran contratar a base de precio fijo – en su lugar, han exigido contratos tipo “Costo más honorario”. Esto es así porque los grandes contratistas fueron previamente golpeados durante la vida de un proyecto por grandes incrementos en los costos, que ellos no pudieron transferir al Propietario y que les dejaron grandes pérdidas en el proyecto.

26 / 38

5.4. ASIGNACIÓN TRADICIONAL DE RIESGOS ENTRE LAS PARTES. Tradicionalmente, los proyectos de energía sobre tierra son fuertemente influidos y controlados por el propietario. En la mayoría de los casos, el propietario puede involucrar un número considerable de personas en el equipo del proyecto y, una vez que el proyecto está construido / alcanza exitosamente su terminación mecánica, el propietario recibirá la planta, le hará las pruebas en caliente y la pondrá en marcha. Esto ha llevado a que los riesgos se asignen tradicionalmente como sigue.. 5.4.1. Riesgos tradicionalmente retenidos por los propietarios. • Riesgo Comercial. • Retraso fuera del control del contratista. • Responsabilidad por sus propios empleados. • Riesgos políticos, incluyendo el terrorismo.

5.4.2. Riesgos tradicionalmente transferidos al Contratista. • Daño a / Responsabilidad derivada de sus propios bienes, incluso vehículos / naves

acuáticas / naves aéreas. • Obligación de cuidar de las obras / bienes preexistentes. • Responsabilidad por sus propios trabajadores. • Responsabilidad civil hacia terceros. • Indemnización por retraso y falta de rendimiento.

5.4.3. Riesgos que pueden retenerse por el Mandante o por el Contratista. • Elementos del diseño (Dependiendo de quién es el diseño y/o que tan bien conocido es). • Financiamiento del proyecto (Usualmente este es responsabilidad del propietario).

5.5. ASIGNACIÓN TRADICIONAL DE SEGURO ENTRE LAS PARTES. 5.5.1. Para proyectos fuera de Estados Unidos, Canadá y Australia. • Cobertura de seguro que debe comprar el propietario.

o Todo riesgo de Montaje (EAR) / Todo riesgo de Obra civil (CAR) / Curso de Construcción / Todo riesgo de Ingeniería / Todo riesgo para Constructores.

o Transporte Marítimo. o Responsabilidad Civil (Exceso / DIC o Diferencia en Condiciones respecto a la

cobertura primaria para constructores, si la hay). o Seguridad social y de accidentes de trabajo que el patrón debe otorgar a su personal

obligatoriamente. o Pérdida de Utilidades Anticipadas (ALoP) / Retraso en el arranque (DSU). o Daños a bienes propios preexistentes.

• Cobertura de seguro que debe comprar el contratista.

o Equipo de contratistas. o Responsabilidad civil (Primaria) o Seguridad social y de accidentes de trabajo que el patrón debe otorgar a su personal

obligatoriamente. o Responsabilidad Profesional, si se requiere. o Vehículos. o Naves acuáticas / aéreas, si se requiere.

27 / 38

o Transporte Marítimo (Normalmente responsabilidad del propietario; no obstante, algunas grandes empresas petroleras que no requieren de financiamiento para sus proyectos hacen responsable de esto a los contratistas).

o Cualquier otra clase de seguro exigido por la ley.

5.5.2. Para proyectos en Estados Unidos, Canadá y Australia. Debido a la naturaleza litigiosa de Estados Unidos, Canadá y Australia, es común cubrir juntas muchas de las exposiciones del proyecto a responsabilidad civil en un seguro “paquete”, amparando a todas las partes en lugar de tener coberturas separadas para el contratista y para el propietario. 5.6. FINANCIAMIENTO EXTERNO. Los proyectos pueden fondearse en una de las siguientes tres formas: Financiamiento sin derecho a recurso o sin aval. Cuando los financiadores del proyecto no tienen derecho a recuperar de ninguna parte, excepto el proyecto y sus activos. Financiamiento con derecho parcial a recurso. Cuando los financiadores del proyecto tienen derecho a recuperar del proyecto y sus activos y de las empresas patrocinadoras / matrices del proyecto, pero sólo hasta que el proyecto se termine. Una vez terminado el proyecto, se convierte en financiamiento sin derecho a recurso. Financiamiento con derecho total a recurso. Cuando los financiadores del proyecto tienen derecho a recuperar del proyecto y sus activos y conservan el derecho a recuperar de todas las otras partes patrocinadoras durante el plazo del crédito. Muchos de los proyectos de “P&G” se financian sobre la base de Derecho Parcial a Recurso. 5.7. TIPOS DE CONTRATOS. El tipo de contrato establecido entre el propietario y el contratista tiene un impacto significativo sobre el perfil de riesgo de los grandes proyectos de construcción. Con independencia de la estructura del contrato, es crítico que propietarios y contratistas trabajen como un equipo integrado con el fin de atenuar los asuntos contractuales que pueden dañar la relación entre ambos. 5.7.1. Contratos de Ingeniería, Procura y Construcción (IPC) Llave en mano. Este es el tipo de contrato generalmente preferido por los propietarios de proyectos, ya que minimiza el riesgo de aumentos de costo para el propietario, mediante convenios de precios fijos para un determinado alcance de obra. Los trabajos adicionales requeridos, fuera del alcance de obra definido se le pagan al contratista mediante trabajos adicionales. Este tipo de contrato se ve frecuentemente durante los períodos de baja actividad de construcción, cuando la competencia entre los contratistas es fiera. Con este tipo de contrato existe el riesgo de que el contratista intente usar fuentes alternas de materiales y mano de obra, más baratas, para maximizar su margen de utilidad con un potencial impacto posterior en la calidad. En consecuencia, es importante que el propietario tenga disponibles en el sitio de obra recursos humanos suficientes para asegurar que se mantengan los niveles de calidad adecuados.

28 / 38

El contratista también estará más motivado a minimizar los costos que a entregar el proyecto de acuerdo con el cronograma, excepto si se convino el pago de incentivos por entregar el proyecto o sus partes según el cronograma de obra o antes. La realización de las trabajos adicionales puede llevar frecuentemente a desacuerdos entre propietario y contratista respecto a si las modificaciones son trabajos adicionales cobraderos o si están incluidos en la definición original del alcance de obra. 5.7.2. Contratos de Ingeniería, Procura y Construcción (IPC) por Administrración. Un contrato IPC por Administración es generalmente más favorecido por el contratista, ya que transfiere el riesgo de aumento de costos al propietario y asegura frecuentemente los costos de mano de obra pre-convenidos a niveles altos durante los períodos de alta actividad de construcción, cuando los contratistas tienen poca disponibilidad de personal. En esta circunstancia, los costos del proyecto pueden incrementarse sustancial y rápidamente sobre el presupuesto. Es importante, por tanto, que el propietario tenga recursos adecuados para monitorear y rastrear las actividades del contratista con el fin de mantener el control de los costos del proyecto. No obstante, los procesos necesarios de revisión, aprobación y monitoreo pueden impactar adversamente el cronograma debido a que se requiere de un tiempo mayor para que los trabajos sean revisados y aprobados. Frecuentemente, los proyectos petroquímicos comprenden varias grandes áreas de proyecto y cada una administrada por un contratista diferente. Debe ponerse especial atención a las diferencias entre las diversas disposiciones de los contratos a que están sujetas esas áreas y a cómo desea manejarlas el propietario, particularmente a través de la función del Gerente / Administrador del Proyecto designado, quien puede ser el mismo propietario, uno de los contratistas o un gerente de proyecto independiente actuando por cuenta del propietario. 5.8. DISPOSICIONES CONTRACTUALES CRÍTICAS DEL SEGURO. Es importante que los aseguradores tengan una clara idea de cómo la estructura contractual del proyecto determina los papeles y responsabilidades de las diversas partes. Un contrato ”IPC” usualmente contendrá las siguientes condiciones que deben ser revisadas por los aseguradores. 5.8.1. Especificación de seguros. Describe las responsabilidades del propietario y el contratista en el suministro y características de los seguros y, en particular, quién acepta el “riesgo de pérdida”. Además, frecuentemente define algunos términos y condiciones, como los límites de cobertura y las retenciones del contratista. 5.8.2. Pago de incentivos. Frecuentemente se conviene pagos adicionales con el fin de incentivar al contratista a que cumpla con el cronograma de obra. Los aseguradores deben saber de tales pagos con el fin de evaluar el riesgo de que un contratista “tome algunos atajos” para cumplir con el programa establecido. 5.8.3. Obligaciones. Los aseguradores también deben tomar nota de las disposiciones respecto a obligaciones dentro del contrato para evaluar los potenciales derechos de subrogación.

29 / 38

5.9. SEGURO CONTROLADO POR EL CONTRATISTA vs. SEGURO

CONTROLADO POR EL PROPIETARIO. 5.9.1. Controlado por el contratista. En una estructura tradicional de seguro, el propietario / Principal del proyecto y el contratista celebran un contrato de construcción incluyendo una cláusula de indemnización que establece explícitamente que el contratista debe mantener al propietario libre de daño por cualquier pérdida que se derive del contrato. Además, el propietario del proyecto también exigirá que el contratista o contratistas compren y mantengan vigentes seguros adecuados con una cobertura y límites de responsabilidad mínimos especificados. El contratista compra y mantiene vigente esta póliza específica para el proyecto; sin embargo, el costo de la póliza es reembolsado por el propietario como parte del precio ofertado por el contratista. 5.9.2. Controlado por el propietario. Por comparación, los proyectos de “P&G” tienen típicamente varios contratistas debido a la logística, tamaño y fases del proyecto. Y, en consecuencia, en la mayoría de los casos en los que el propietario controla los seguros, estos se compran bajo un Programa de Seguros Controlado por el Propietario (OCIP, por sus siglas en inglés): • El propietario compra seguros para amparar a todos los contratistas, subcontratistas y

sub-subcontratistas efectuando trabajos en el sitio de la obra. • El propietario paga la póliza de seguro y los contratistas están cubiertos en tal póliza

respecto a ese proyecto en particular. La póliza otorga cobertura consistente y uniforme y elimina cualquier hueco potencial de cobertura que pueda existir en la póliza de un contratista o subcontratista.

• El propietario tiene el control directo en la selección de la compañía y puede monitorear el desempeño y la solvencia financiera de esa compañía.

• Hay ahorro al eliminar el sobreprecio que le pondría el contratista al seguro y por la posibilidad de que el propietario pueda comprar seguros a un precio más bajo que los contratistas, subcontratistas y otras partes del proyecto.

• Un rasgo adicional clave de un OCIP es un programa integrado de administración de riesgos propietario-contratista que puede conseguir ahorros potenciales por una seguridad mejorada, mayor control de pérdidas y un manejo de siniestros más eficiente.

• Control de Pérdidas: Complementando los programas de seguridad existentes de los contratistas participantes, un OCIP puede ayudar a estandarizar los procedimientos de seguridad en todo el sitio de la obra. Un propietario puede también agregar personal adicional de seguridad o establecer un programa de incentivos financieros para la seguridad.

• Siniestros: Un OCIP introduce los procedimientos de manejo / ajuste de siniestros y los servicios de administración de siniestros, todos ellos coordinados; además, asiste en la eliminación de disputas de cobertura y en la subrogación entre los contratistas y los aseguradores.

30 / 38

6. REFLEXIONES SOBRE LOS SEGUROS. 6.1. REQUERIMIENTOS DE INFORMACIÓN. Las bases de todos los contratos de seguros descansan en la entrega y entendimiento de información relevante. Por tanto, es importante obtener información adecuada y detallada. No obstante, debe considerarse obtener información de las siguientes áreas en especial: 6.1.1. Participantes. Mandante (principal) / Contratistas / Licenciadores / Detalles del contrato ”IPC”. 6.1.2. Riesgos de la naturaleza / Ubicación del sitio de obra. Información sobre riesgos de la naturaleza, incluyendo Estudios geotécnicos / de suelos. 6.1.3. Detalles del proyecto / Alcance de obra. Incluyendo Diagramas de Gantt / Diagramas de flujo / Inventario de hidrocarburos que excedan 20 ton individualmente / Alcance ý metodología para tendido de tubería / Protecciones contra incendio / Levantamiento de cargas pesadas / Confirmación de que ningún equipo es un prototipo / será ampliado, etc. / Duración de las pruebas en caliente, etc. 6.1.4. Aspectos del aseguramiento / control de calidad. Procedimientos y metodología para el Aseguramiento y Control de calidad a realizarse en el sitio de obra / Identificación de materiales (PMI) / Pruebas no destructivas (NDT), etc. 6.1.5. Tránsito / Almacenamiento. Valor, tipo, método de estiba, país(es) de origen, valor por barco, lugar de desembarco de los bienes, etc. Ubicación, cómo se almacenan, qué se almacena, protección contra incendio, seguridad, valor máximo en cualquier área de fuego. 6.1.6. Desglose de valores. Desglose de los Valores Estimados del Contrato. 6.1.7. Información sobre el retraso en el arranque (DSU). Lista de equipo crítico, métodos alternos de trabajo, información financiera, tiempos de entrega del equipo crítico (tiempo requerido para comprar, embarcar, instalar y poner en marcha un equipo nuevo), lista de refacciones para equipos críticos, etc. 6.1.8. Responsabilidad civil. ¿Cuáles son las exposiciones a Responsabilidad Civil del proyecto? 6.2. ASEGURADORAS CAUTIVAS. A diferencia de otros sectores, varias de las compañías de “P&G” más grandes forman sus propias compañías de seguros conocidas como Aseguradoras cautivas (“Cautivas”). Tradicionalmente, estas cautivas sólo suscriben negocio y/o los intereses de la compañía matriz en un proyecto y se forman por las matrices, ya sea por razones fiscales y/o porque éstas compañías confían en que pueden manejar mejor sus propios riesgos y no quieren estar sujetas a los vaivenes de los mercados internacionales de seguros. Así pues, en lugar

31 / 38

de pagar primas anuales significativas a otras aseguradoras, usan este dinero para formar sus propias reservas en sus aseguradoras propias. No obstante, las cautivas pueden decidir comprar varias coberturas de reaseguro tipo “stop loss” o exceso de pérdida a las aseguradoras tradicionales. En épocas más recientes, varias de las compañías de “P&G” más grandes han decidido usar a sus cautivas para proteger su participación en cualquier proyecto, incluso en los proyectos mega millonarios. Entonces, esto significa que sólo una muy reducida porción de cada proyecto requiere protección a través del mercado internacional de reaseguro tradicional. 6.3. REPORTES DE AVANCE Y ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS. Los aseguradores esperan ser informados frecuentemente del avance del proyecto para ayudarles a monitorear el programa de obra y el potencial de prórrogas de vigencia, así como a identificar cualquier problema potencial que pueda impactar el riesgo del proyecto. Típicamente, los aseguradores esperarán recibir copias de los reportes mensuales de avance normales preparados como reportes internos por los responsables de realizar el proyecto. En adición, normalmente, los aseguradores iniciarán un programa de Administración de Riesgos diseñado para complementar las actividades de Administración de Riesgos propias de los responsables de la realización del proyecto. Un programa típico consistiría normalmente de varias visitas al proyecto por un ingeniero inspector de riesgos en las etapas clave para la terminación del proyecto: Obra civil, Obra mecánica y Listo para el arranque. Cada visita incluiría entrevistas con el personal clave del proyecto, así como un recorrido a través del sitio de la obra para revisar cómo se lleva a cabo la obra. Estas visitas también dan a los aseguradores la oportunidad de aplicar las experiencias y lecciones aprendidas de otros proyectos similares en los que hubieran participado. Las visitas ofrecen una revisión independiente del proyecto que generan frecuentemente varias recomendaciones que ayudan a mejorar el perfil de riesgo del proyecto en beneficio de todas las partes. 6.4. TRASPASO A LOS SEGUROS DE OPERACIÓN. Las fases de prueba y puesta en marcha de cualquier instalación es vista normalmente como el período de riesgo más alto, ya que es durante esta cuando es más probable que aparezcan todos los errores y fallas introducidos durante el diseño y la fabricación o construcción. Adicionalmente, para las industrias de petróleo, gas y petroquímica es probable que ésta sea la primera vez en que estén presentes materiales inflamables en cantidades importantes dentro de la nueva instalación. La intención de los aseguradores de la operación es sólo aceptar una instalación cuando haya sido totalmente probada y puesta en marcha y, por lo tanto, haya mostrado ser capaz de funcionar como se planeó. Mientras tanto, los aseguradores de construcción están buscando que el proyecto sea traspasado a las pólizas de operación tan pronto como las plantas hayan sido probadas y puestas en marcha exitosamente, de tal manera que ya estén es su etapa operativa. Debido a que varios proyectos fueron transferidos a las pólizas de operación demasiado pronto y a que a los aseguradores de la operación se les reclamó posteriormente pérdidas que ellos consideraron típicas de las etapas de construcción / pruebas / puesta en marcha, los aseguradores de la operación impusieron cláusulas de pruebas y puesta en marcha como parte de los seguros de operación. Estas cláusulas simplemente establecen que los aseguradores de la operación no pagarán el siniestro si un bien ha sido traspasado a una

32 / 38

póliza de operación y posteriormente le ocurre una pérdida que se demuestra con la investigación que no habría ocurrido si la planta hubiera sido adecuada / totalmente probada y puesta en marcha mientras se encontraba amparada en la póliza de proyecto. Por lo tanto, es de extrema importancia que se informe a cabalidad a los aseguradores de la operación de las pruebas y puesta en marcha que se han hecho a cualquier planta mientras la amparaba la póliza de proyecto y antes de que sea transferida a una póliza de operación. Ver la cláusula de operación en la siguiente sección. 6.5. TEXTOS Y ENDOSOS. 6.5.1. Generalidades. No es la intención de este trabajo entrar en detalle en los textos de póliza, que serían un tema por sí mismos. Nos enfocaremos en aspectos de los textos de póliza y endosos que son relevantes o particularmente específicos para los proyectos de “P&G”. Los textos de póliza para la construcción y montaje de proyectos de “P&G” están basados en formas estándar “contra todo riesgo” de Montaje (EAR). En algunos mercados, el suscriptor de construcción e ingeniería incorporará una cobertura primaria de seguro de Responsabilidad Civil que, usualmente, no rebasará un máximo de USD $5’000,000 o su equivalente en moneda local. Si se requiere, particularmente cuando el proyecto tenga un Financiamiento sin derecho a recurso, es probable que se solicite la cobertura de Retraso en el arranque (DSU). Los textos de póliza variarán desde los normales ya impresos, usados para todos los proyectos de montaje y, en muchos mercados, basados en las formas estándar de Muenchener o de Swiss Re, hasta los textos especiales de algunos corredores o, para algunos clientes grandes, sus textos “estándar” propios, elaborados mediante la negociación con los aseguradores a través de los años. Algunos puntos de estos textos variarán frecuentemente de acuerdo con los ciclos del mercado: en las épocas de mercado duro, los aseguradores tratarán de restringir la cobertura otorgada, mientras que, cuando el mercado es blando, los asegurados y los corredores buscarán la cobertura más amplia posible. Generalmente, los textos también son influenciados por la capacidad disponible en el mercado y por la actitud de los clientes ante la relación cobertura vs. prima. Claramente, la capacidad limitada puede ser causada ya sea por una PML alta (p. ej. Explosión de una nube de vapor no confinada) o por otras razones, como la ubicación en un área expuesta a catástrofes naturales, que puede llevar a la restricción de la amplitud de la cobertura por parte de los suscriptores. 6.5.2. Temas específicos. Hay una diversidad de temas que influirán a un asegurador al elaborar / evaluar el texto de póliza para la construcción y montaje de proyectos de “P&G”: Ubicación geográfica: cercanía a bienes de los vecinos, a corrientes de agua y a terceros. Exposición a catástrofes naturales: zonas sísmicas, tsunami y regiones expuestas a tifón / huracán, tormentas tropicales, vientos tempestuosos y marejada. Instalaciones marítimas (p. ej. muelles, rompeolas, etc.): la mayoría de plantas de “P&G” se ubican cerca de ríos o aguas costeras y requieren de instalaciones para el suministro de materias primas y, en algunos casos, para el transporte del producto final.

33 / 38

Prototipos formando parte de la planta: es posible que algunos de los equipos o procesos no hayan sido utilizados ni probados previamente. Equipo usado formando parte de la planta: algunos de los equipos pueden haber sido usados en otra planta. Ampliación de una planta existente: introduce exposiciones de daños a terceros cuando el contratista controla los seguros y de daños a bienes propios circundantes / existentes cuando los seguros están controlados por el propietario. Fabricación fuera del sitio de obra: el sitio de obra puede estar restringido, lo que significa que es necesario realizar parte de la fabricación en una ubicación cercana. Combinación de petróleo, gases y productos químicos a altas temperaturas y presiones: esto introduce el potencial de explosiones e incendios que se expandan rápidamente; en consecuencia, es importante que el equipo humano del proyecto haya desarrollado y diseñado un procedimiento y soluciones automáticas para prevenir y combatir tales incendios. Uso de catalizadores y materias primas: estos pueden perderse o dañarse durante el proceso de pruebas y puesta en marcha. Hidrocarburos: los procesos de arranque deben seguirse estrictamente, algunos recipientes son susceptibles a daños por agrietamiento a causa de una expansión rápida por sobrecalentamiento. Otros recientes tendrán, p. ej. recubrimientos refractarios para los que el daño por calor es inevitable y, por tanto, no asegurable. Prueba y puesta en marcha: es importante que haya un entendimiento claro de las responsabilidades y de cuándo inicia y termina cada fase de pruebas y puesta en marcha. Todo lo anterior puede resolverse con la aplicación de exclusiones y/o endosos para introducir sublímites, restricciones del texto y condiciones especiales. 6.5.3. ENDOSOS / EXCLUSIONES / ADDENDUMS / CONDICIONES / DEFINICIONES. Hay una amplia variedad de modificaciones a la póliza disponibles entre los instrumentos de un suscriptor, muchos de los cuales pueden aplicarse de la misma manera a una amplia variedad de riesgos. Para los fines de este trabajo nos concentraremos en aquellos que son particularmente pertinentes a la Construcción de Plantas petroquímicas y de procesamiento de “P&G”. A continuación se encuentra una serie de ejemplos de éstas cláusulas: 6.5.3.1. Cláusula de hidrocarburos & Sublímite / Limitación de catalizadores. La siguiente cláusula es un ejemplo del texto más restrictiva del endoso. No obstante, éste se modificará frecuentemente bajo determinadas circunstancias.

A partir de la introducción de cualquier hidrocarburo como materia prima, la Compañía no indemnizará al Asegurado respecto a cualquier pérdida o daño a:

• Unidades reformadoras debido a sobrecalentamiento o agrietamiento de cualquier tubo; • Bienes asegurados debido a:

◦ Sobrecalentamiento o agrietamiento a consecuencia de o por causa de la ocurrencia de una reacción exotérmica;

34 / 38

◦ Una desviación intencional de los procedimientos indicados, incluyendo los relativos a Puesta en marcha, Arranque y Operación.

Generalmente, las pólizas excluirán también catalizadores o un cambio en la composición química de los catalizadores; no obstante, la contratación de ésta cobertura está disponible si el daño es una consecuencia de un daño indemnizable de cualquier manera. Usualmente se conviene un sublímite entre las partes en caso de que se afecte esta cobertura. 6.5.3.2. Endoso de ensamble fuera del sitio de obra. Frecuentemente, los sitios de construcción pueden estar restringidos de espacio e instalaciones disponibles para efectuar trabajos de soldadura mayores, más aún cuando el proyecto incluye la ampliación o actualización de una instalación existente. No es poco común encontrar que varios de los equipos más grandes de la planta sean entregados en secciones en una ubicación cercana al sitio de la obra para su pre-ensamble. Usualmente puede otorgarse la cobertura para pre-ensamble fuera del predio de la obra, sujeta a un sublímite. 6.5.3.3. Cobertura adicional para bienes propios circundantes. Si el propietario contrata el seguro para la actualización o para la ampliación de una planta existente, también puede haber exposición a daños consecuenciales de esa planta. Esto puede manejarse mediante renuncias de subrogación mutuas entre los responsables de los bienes en construcción y en operación. No obstante, muchas de las compañías DE “P&G” más grandes compran seguros catastróficos de operación con deducibles altos o retenciones auto aseguradas, frecuentemente con cautivas, y preferirían no exponer a la cautiva a estas pérdidas que provienen del proyecto de construcción. Alternativamente pueden compran us seguros con un deducible alto a través de una mutualista del sector, como Oil Insurance Ltd. Cualquiera que sea el camino usado, será difícil mantener ese nivel de deducibles y transferírselo al contratista. 6.5.3.4. Estado de los Equipos de Protección contra Incendio. Los aseguradores están preocupados por la alta exposición derivada de Incendio, tanto durante las fases de construcción, cuando las instalaciones de protección permanentes no están totalmente operativas, como cuando la planta está terminada e inician las pruebas. En consecuencia, los aseguradores incluyen frecuentemente condiciones que pretenden minimizar el peligro de incendio existente durante estas fases, como se muestra enseguida:

Se acuerda y entiende que, excepto lo dispuesto en los términos, exclusiones y condiciones contenidos o endosados a la póliza, la Compañía indemnizará al Asegurado las pérdidas o daños que resulten directa o indirectamente de incendio y/o explosión, sólo si se cumplen las siguientes condiciones:

1. En el sitio de la obra siempre debe estar disponible y listos para su uso inmediato equipo de protección contra incendio con capacidad suficiente y agentes extintores adecuados en cantidades suficientes.

2. Un número suficiente de empleados debe ser entrenado cabalmente en el uso de tal equipo y deben estar disponibles en todo momento para intervenir de inmediato.

6.5.3.5. Exclusión de prototipos. Si una planta utiliza equipos y/o procesos de los que el suscriptor tenga dudas, es probable que la compañía insista en aplicar alguna clase de restricción o exclusión a estos, como la siguiente:

35 / 38

Se excluyen la pérdida de o el daño a las máquinaria y/o equipo o procesos de naturaleza experimental o de prototipo, a menos que la Compañía hubiera dado previamente su consentimiento para asegurarlo en esta póliza.

6.5.3.6. Exclusión de equipo usado / de segunda mano. Los aseguradores están generalmente preocupados de la condición e integridad del equipo usado y normalmente buscarán excluirlo, al menos a partir del inicio de la etapa de pruebas y puesta en marcha. La mayoría de los aseguradores aceptarán que, aunque se excluya el daño al equipo usado, continuará cubierto el equipo nuevo dañado como consecuencia del daño al equipo usado. Algunos endosos son más específicos, como:

Se acuerda y entiende que, excepto lo dispuesto en los términos, exclusiones y condiciones contenidos o endosados a la póliza, la Compañía no indemnizará al Asegurado las pérdidas de o daños a los bienes asegurados usados i) que sean atribuibles a la operación previa, ii) que sean atribuibles al desmontaje (si el desmontaje no está amparado), iii) en cualquier parte no metálica.

6.5.3.7. Pilotaje. Mucho del equipo y unidades de proceso de que consta una planta de “P&G” son extremadamente altos y pesados. En algunos mercados, las exposiciones a sismos y a vientos son problemáticas, mientras que en otros, la preocupación proviene de los suelos arenosos. En estas circunstancias, siempre hay la necesidad de extensos pilotajes. Los aseguradores consideran que los daños debidos a algunos aspectos del pilotaje son inevitables o riesgos empresariales y aplican cláusulas especiales de pilotaje que aclaran y restringen la amplitud de la cobertura. La siguiente es un ejemplo tomado de las cláusulas estándar de Muenchener:

La Compañía no indemnizará al asegurado respecto a los gastos incurridos: • para reemplazar o corregir pilotes o elementos de tablestacado

◦ que se hayan desplazado, desalineado o atascado durante su construcción, ◦ que se pierdan, abandonen o dañen durante su hincado o extracción o ◦ que ya no se puedan seguir usando debido a equipo de hincado o a camisas

atascados o dañados • para corregir tablestacas sueltas o desensambladas, • para corregir cualquier fuga o filtración de toda clase de material, • para rellenar huecos o para reponer pérdidas de bentonita, • debido a que algunos pilotes o elementos de la cimentación no hayan resistido la

prueba de carga o a que no hayan alcanzado la capacidad de carga de diseño, • para restituir los perfiles o dimensiones. Este endoso no se aplicará a pérdidas o daños causados por los riesgos de la naturaleza. El Asegurado debe probar que tal pérdida o daño están amparados por la póliza.

6.6. DEFINICIÓN DE PRUEBAS Y PUESTA EN MARCHA. Para los efectos de ésta póliza, el significado de Pruebas en frío, Pruebas en caliente y Puesta en marcha serán los siguientes:

36 / 38

6.6.1. Pruebas en frío. La verificación mecánica, eléctrica, hidrostática o mediante otras formas de prueba en seco de los componentes de maquinaria y equipo, para asegurar que los elementos trabajen, pero: • sin encender los hornos ni aplicar calor directa o indirectamente; • sin usar materias primas u otros materiales para procesarlos; • en el caso de motores eléctricos y equipo de generación, transformación, conversión o

rectificación de energía eléctrica, sin conectar a una red o a cualquier otro circuito de carga.

6.6.2. Pruebas en caliente. La verificación con carga o bajo condiciones de operación de los componentes de maquinaria y equipo: • incluyendo el uso de materias primas u otros materiales para procesarlos o de otros

medios para simular condiciones de operación; • en el caso de motores eléctricos y equipo de generación, transformación, conversión o

rectificación de energía eléctrica, incluyendo la conexión a una red o a cualquier otro circuito de carga.

6.6.3. Puesta en marcha. La operación de maquinaria o equipo bajo condiciones de producción con el fin de alcanzar las condiciones de operación especificadas y/o para entrenamiento del personal de operación: • incluyendo el uso de materias primas u otros materiales para procesarlos; • en el caso de motores eléctricos y equipo de generación, transformación, conversión o

rectificación de energía eléctrica, incluyendo la conexión a una red o a cualquier otro circuito de carga.

6.6.4. Cláusula de prueba en la póliza de operación. Ejemplo de una cláusula típica de prueba y puesta en marcha, anexa a una póliza de operación de “P&G”.

Con la presente se anota y se acuerda que este seguro no ampara destrucción o daño a los bienes en proceso de construcción o montaje, desmontaje o mientras estén sometidos a pruebas y puesta en marcha, incluyendo las pruebas mecánicas y de rendimiento ni cualquier interrupción de actividades que resultara de los anteriores. La aceptación de bienes para ampararse en esta póliza está sujeta a que se hayan completado satisfactoriamente los siguientes procedimientos: 1. Pruebas mecánicas. 2. Pruebas y Puesta en marcha. 3. Pruebas de rendimiento alcanzando durante un período de 72 horas consecutivas el

100% de los Criterios contractuales de diseño. 4. Aceptación oficial del Asegurado, mediante un procedimiento formal de certificado de

entrega – recepción. (Entendiéndose que no quedan pendientes de atenderse fallas o listas de verificación de los equipos que afecten la integridad operativa de los mismos).

Condición. Esta cláusula no aplica para trabajos de mantenimiento / durante los paros programados / actualización tecnológica en proceso ni para el interés del Asegurado en todos los bienes muebles e inmuebles (incluyendo las mejoras) propios, usados o destinados al uso del Asegurado o que, en lo sucesivo, sean construidos, montados, instalados o adquiridos en el transcurso de la instalación y ensamble, sujeto a que el valor de cada contrato no exceda un monto de USD (MONTO A SER ACORDADO).

37 / 38

7. ESCENARIOS DE SINIESTROS. Mientras que muchos escenarios de siniestros pueden afectar los proyectos de “P&G”, la principal diferencia con otros proyectos es que los caracterizan procesos que involucran grandes volúmenes de fluidos altamente inflamables procesándose a temperatura y presiones extremas. Los siguientes escenarios de siniestros son únicos de los proyectos de “P&G”. 7.1. EXPLOSIÓN DE NUBES DE VAPOR (VCE, por sus siglas en inglés). Las explosiones de nubes de vapor resultan de una liberación de materiales inflamables evaporables que se mezclan con el aire y se mueven a la deriva, hasta que encuentran una fuente de ignición. La onda de presión resultante de la explosión de una de estas nubes de vapor puede causar daños muy cuantiosos en una extensa área. El monto del daño depende del tipo y cantidad del material liberado, del grado de mezcla con el aire, de la distribución de y espacio entre la maquinaria y equipo y de la velocidad de los frentes de flama. En la mayoría de las ocasiones, el escenario de pérdida de una VCE es el evento que define la PML.

38 / 38

7.2. EXPLOSIÓN DEL VAPOR EN EXPANSIÓN DE UN LÍQUIDO EN EBULLICIÓN (BLEVE por sus siglas en inglés). El tipo más común de BLEVE ocurre cuando un recipiente de almacenamiento a presión de un líquido inflamable es expuesto al fuego. El fuego incrementa la presión interna del recipiente y debilita sus paredes, hasta que el recipiente ya no puede contener la presión. Entonces, el recipiente se rompe violentamente y algunas de sus partes son propulsadas a grandes distancias. El líquido liberado experimenta entonces una expansión flash (instantánea) y se atomiza inmediatamente, resultando una enorme bola de fuego rodante que puede causar un extenso daño por la expansión de la flama y por el calor radiante. En ocasiones, cuando no hay grandes áreas de Procesos Unitarios que tengan un contenido significativo de hidrocarburos, el escenario de pérdidas de BLEVE es el que más probablemente define el evento de PML. 7.3. INCENDIOS DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO. Los incendios de tanques que contienen grandes volúmenes de materiales inflamables, especialmente de productos del petróleo, son muy difíciles de controlar y extinguir. Usualmente se requiere de muchas horas, aún días, de esfuerzos de combate cuidadosamente planeados para poder tener bajo control los incendios de los grandes tanques. Los costos de combate y la exposición del personal, del equipo adyacente y a daños a terceros son usualmente muy altos. 8. CONCLUSIÓN. La construcción de un proyecto de “P&G” es una actividad altamente compleja que continuará presentando retos técnicos significativos a los aseguradores industriales. Esperamos que este trabajo haya provisto de bases sólidas para entender mejor estos retos, de tal manera que el mercado de seguros pueda continuar respondiendo a las necesidades de sus clientes es ésta área tan sofisticada.