UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR DECANATO DE ESTUDIOS DE POSTGRADO COORDINACIÓN DE POSTGRADO EN GERENCIA ESPECIALIZACIÓN EN GERENCIA DEL NEGOCIO DEL GAS NATURAL
TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
COMERCIALIZACION DEL GAS NATURAL VENEZOLANO EN EL CONTINENTE AMERICANO
ODOARDO MENDOZA ALCÁNTARA Caracas, Enero de 2.007
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR DECANATO DE ESTUDIOS DE POSTGRADO COORDINACIÓN DE POSTGRADO EN GERENCIA ESPECIALIZACIÓN EN GERENCIA DEL NEGOCIO DEL GAS NATURAL
COMERCIALIZACION DEL GAS NATURAL VENEZOLANO EN EL CONTINENTE AMERICANO Trabajo Especial de Grado presentado a la Universidad Simón Bolívar por Odoardo Mendoza Alcántara como requisito parcial para optar al título de Especialista en Gerencia del Negocio del Gas Natural, realizado con la tutoría del profesor Marco González
Caracas, Enero de 2.007
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AGRADECIMIENTOS Y DEDICATORIAS
Quisiera agradecer a mis compañeros de postgrado por su profesionalismo y en especial su amistad desde que iniciamos este reto en nuestras vidas, a mi familia por su apoyo, a mis tíos Ramón, Carlos José y Luisa por todos los consejos y ayudas, a mi prima Raiza y su esposo Carlos ya que han sido como unos segundos padres para mi y finalmente a mis padres por su amor incondicional, la educación y los valores que me inculcaron desde pequeño.
Este trabajo esta dedicado a mis padres.
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RESUMEN El propósito del presente trabajo fue determinar un portafolio de comercialización del gas natural venezolano en el Continente Americano. Para ello se realizó un análisis de la situación actual de la industria gasífera venezolana, determinándose los volúmenes disponibles para exportación en los próximos años, en base a información de reservas, producción y demanda; además se analizó la situación mundial actual y en los próximos años de este energético, los diferentes métodos tecnológicos para el transporte, comercialización y finalmente la demanda y oferta de gas natural en el Continente Americano. Tomando en cuenta la situación analizada se determinaron las alternativas para comercialización, desde un punto de vista técnico y económico; se diseñó una matriz económica para la evaluación de las diferentes alternativas y se realizó una comparación de los diferentes criterios económicos con un respectivo análisis de sensibilidad de las opciones. El proceso implicó la identificación del mercado más idóneo desde el punto de vista económico para la comercialización del hidrocarburo, así como del mejor método para realizar dicha exportación. Palabras claves: monetización de gas natural, mercados de gas natural en América, comercialización de gas natural, gas natural en Venezuela.
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Hoja de aprobación Veredicto de aprobación Agradecimientos - Dedicatorias Resumen Índice Índice de tablas y figuras
ii iii iv v vi viii
INTRODUCCIÓN.........................................................................................................1 FASE DE PLANIFICACIÓN CAPÍTULO I: PROYECTO ESPECIAL DE TRABAJO DE GRADO 1. JUSTIFICACIÓN .................................................................................................. 3 2. OBJETIVOS DEL ESTUDIO................................................................................. 4 3. METODOLOGÍA................................................................................................... 5 4. CRONOGRAMA DE EJECUCIÓN ....................................................................... 6 FASE DE EJECUCIÓN CAPÍTULO II: MARCO CONCEPTUAL REFERENCIAL 1. FUNDAMENTOS CONCEPTUALES.................................................................... 9 2. FORMAS DE COMERCIALIZACIÓN DEL GAS NATURAL ............................... 10 3. DEMANDA MUNDIAL DE ENERGÍA ................................................................. 15 4. EVALUACIÓN DEL PROYECTO ....................................................................... 17 CAPÍTULO III: EXAMEN DE LA SITUACIÓN 1. RESERVAS DE GAS NATURAL NO ASOCIADO EN VENEZUELA ................. 21 2. PROYECTOS DE GAS NATURAL NO ASOCIADO........................................... 24 3. PROYECCIONES DEL GAS NATURAL EN VENEZUELA ................................ 26 4. DEMANDA DE GAS NATURAL EN EL CONTINENTE AMERICANO ............... 33 5. ANÁLISIS DE PAÍSES EXPORTADORES DE GAS NATURAL EN EL CONTINENTE AMERICANO ................................................................................... 42 CAPÍTULO IV: DISEÑO DE LA PROPUESTA 1. ESCENARIOS DE EXPORTACIÓN DEL GAS NATURAL DE VENEZUELA..... 46 2. PREMISAS ......................................................................................................... 47 CAPÍTULO V: VALIDACIÓN DE LA PROPUESTA 1. EXPORTACIÓN DE GAS VÍA GAS NATURAL LICUADO ................................. 51 2. CASO A: EXPORTACIÓN DE GAS VÍA GNL A ESTADOS UNIDOS ................ 52 3. CASO B: EXPORTACIÓN DE GAS VÍA GNL A CANADÁ ................................. 56 4. CASO C: EXPORTACIÓN DE GAS VÍA GNL A MÉXICO.................................. 57 5. CASO D: EXPORTACIÓN DE GAS VÍA GNL A BRASIL ................................... 59 6. EXPORTACIÓN DE GAS VÍA GAS NATURAL COMPRIMIDO ......................... 62 7. CASO E: EXPORTACIÓN DE GAS VÍA GNC A CENTRO AMÉRICA ............... 62 8. EXPORTACIÓN DE GAS VÍA GASODUCTOS.................................................. 65
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9. CASO F: EXPORTACIÓN DE GAS VÍA GASODUCTO A BRASIL.................... 66 10. CASO G: EXPORTACIÓN DE GAS VÍA GASODUCTO AL CARIBE................. 69 11. EXPORTACIÓN DE GAS VÍA CONVERSIÓN DE GAS A LÍQUIDOS ............... 72 12. CASO H: EXPORTACIÓN DE GAS VÍA GTL AL CARIBE ................................. 72 13. COMPARACIÓN ENTRE LAS PROPUESTAS .................................................. 74 14. PORTAFOLIO DE COMERCIALIZACIÓN.......................................................... 75 15. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD............................................................................ 76 FASE DE EVALUACIÓN CAPÍTULO VI: EVALUACIÓN DEL PROYECTO 1. RESULTADOS RELEVANTES........................................................................... 79 2. COMPARACIÓN ENTRE LO PLANIFICADO Y LO EJECUTADO ..................... 79 3. REVISIÓN SOBRE EL CRONOGRAMA ............................................................ 80 4. LOGRO DE LOS OBJETIVOS PLANTEADOS EN LA PROPUESTA DE ESTUDIO ................................................................................................................. 80 CAPÍTULO VII: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 1. CONCLUSIONES............................................................................................... 81 2. RECOMENDACIONES....................................................................................... 83 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS......................................................................... 85 ANEXOS .................................................................................................................. 90
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INDICE DE TABLAS Y FIGURAS FIGURAS FIGURA 1: Construcción Gasoducto FIGURA 2: Construcción Gasoducto FIGURA 3: Planta de GNL Snohvit FIGURA 4: Terminal de regasificación Trunkline en Los Angeles FIGURA 5: Barco de GNC FIGURA 6: Planta GTL Baton Rouge FIGURA 7: Crecimiento energético mundial FIGURA 8: Tendencias crecimiento energético mundial FIGURA 9: Reservas probadas mundiales de gas natural FIGURA 10: Reservas probadas de gas natural en Latinoamérica y el Caribe FIGURA 11: Proyecto Rafael Urdaneta FIGURA 12: Proyecto Mariscal Sucre FIGURA 13: Proyecto Plataforma Deltana FIGURA 14: Proyecto Golfo de Paria FIGURA 15: Consumo de gas en Venezuela FIGURA 16: Demanda de gas en Venezuela FIGURA 17: Producción de gas costa afuera Oriente FIGURA 18: Producción de gas costa afuera Occidente FIGURA 19: Suministro y demanda de gas FIGURA 20: Propuestas de exportación FIGURA 21: Instalaciones existentes y propuestas de GNL en Norte América FIGURA 22: Suministro de gas vía GNL hacia Estados Unidos FIGURA 23: Costos de Transporte de GNL FIGURA 24: Terminales de GNL en Canadá FIGURA 25: Terminales de GNL en México FIGURA 26: Gasoductos en América del Sur FIGURA 27: Gasoducto al Sur FIGURA 28: Gasoducto Transcaribeño FIGURA 29: Ruta gasoducto al Caribe llegando hasta Santo Domingo (República Dominicana) FIGURA 30: Comercialización de GTL al Caribe
11 11 13 13 13 14 16 16 21 22 24 25 25 26 26 27 29 30 33 47 52 53 54 56 58 61 66 69 71 73
TABLAS TABLA 1: Cronograma planificado de actividades TABLA 2: Composición típica del gas natural TABLA 3: Reservas probadas de gas natural (BPC) TABLA 4: Reservas Probadas de Gas Natural en Venezuela (MMM3) TABLA 5: Consumos esperados de gas natural por sector (MMPCED) TABLA 6: Producción de gas natural por zona operativa (MMPCED) TABLA 7: Consumos estimados vs. Producción de gas natural (MMPCED) TABLA 8: Reservas probadas de gas natural en América TABLA 9: Importaciones de gas natural en América
7 10 23 24 28 31 32 40 41
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TABLA 10: Exportaciones de gas natural en América TABLA 11: Resultados exportación vía GNL a Estados Unidos TABLA 12: Resultados exportación vía GNL a Canadá TABLA 13: Resultados exportación vía GNL a México TABLA 14: Resultados exportación vía GNL a Brasil (Fortaleza) TABLA 15: Resultados exportación vía GNL a Brasil (Sao Mateo) TABLA 16: Resultados exportación vía GNC a Puerto Rico / Republica Dominicana / Miami TABLA 17: Resultados exportación vía GNC a Puerto Rico / Republica Dominicana / Panamá TABLA 18: Resultados exportación vía GNC a Puerto Rico / Republica Dominicana TABLA 19: Presiones finales para distintas longitudes en tubería de 36 pulgadas TABLA 20: Resultados exportación vía Gasoducto a Brasil (Santa Elena de Uairen) TABLA 21: Resultados exportación vía Gasoducto a Brasil (Fortaleza) TABLA 22: Resultados exportación vía Gasoducto al Caribe (Cuba) TABLA 23: Resultados exportación vía Gasoducto al Caribe (República Dominicana) TABLA 24: Resultados exportación vía GTL al Caribe (República Dominicana) TABLA 25: Cuadro comparativo de resultados de las propuestas de comercialización TABLA 26: Cuadro de sensibilidad de las propuestas de comercialización con GNL TABLA 27: Cuadro de sensibilidad de las propuestas de comercialización con Brasil TABLA 28: Cuadro de sensibilidad de las propuestas de comercialización con GNC TABLA 29: Cuadro de sensibilidad de las propuestas de comercialización con GTL TABLA 30: Cronograma real de actividades
42 55 57 58 60 61 63 64 65 67 68 69 70 72 74 75 76 77 77 77 80
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INTRODUCCIÓN A nivel mundial se espera que continúe aumentando el consumo energético, impulsado por dos factores el crecimiento de la población y el progreso económico; dentro de los combustibles fósiles, el gas natural se proyecta con el mayor crecimiento en los próximos años, debido principalmente a sus características de combustible limpio.
En Venezuela actualmente la industria del gas natural cubre apenas las necesidades internas, las reservas producidas hasta los momentos en su mayoría asociadas al petróleo imposibilitaban la comercialización del hidrocarburo, pero los nuevos proyectos de desarrollo del gas natural no asociado, permitirán una independencia del gas con respecto al petróleo, abriendo la posibilidad de pensar en un esquema de exportación y comercialización de este hidrocarburo.
La correcta selección del esquema de exportación maximizará los dividendos y el retorno de las inversiones en el sector, esto se hace aún más necesario cuando los proyectos, las inversiones e inclusive los contratos de suministro de gas natural son a largo plazo.
El siguiente trabajo especial de grado denominado Comercialización del Gas Natural Venezolano en el Continente Americano,
busca plantear y evaluar
opciones de exportación de las reservas de gas natural venezolanas, desde un punto de vista técnico y económico.
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FASE DE PLANIFICACIÓN Capítulo I: Proyecto de Trabajo Especial de Grado
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CAPÍTULO I PROYECTO DE TRABAJO ESPECIAL DE GRADO En las páginas siguientes se expone el Proyecto de Trabajo Especial de Grado presentado a las instancias correspondientes. Se expone la Justificación, los objetivos, la metodología establecida, y por último el cronograma de ejecución.
1.
JUSTIFICACIÓN
El gas natural es una mezcla de hidrocarburos gaseosos, principalmente metano con etano, propano, butanos, pentanos y más pesados, cuya producción puede estar asociada o no a la del petróleo crudo, condensados u otros fósiles (González, 2006).
El crecimiento de la demanda mundial de energía en los últimos años ha colocado al gas natural en una posición ventajosa, gracias a su característica de ser un combustible ambientalmente limpio, además de existir grandes reservas a nivel mundial de este hidrocarburo y finalmente a tener un precio en el mercado internacional inferior al del crudo. La comercialización de este energético se puede ejecutar de varias maneras, ya sea exportando el hidrocarburo como también la transformación del mismo en productos derivados para su uso y venta (Shively & Ferrare, 2003).
Actualmente en Venezuela se están comenzando a desarrollar proyectos de exploración de gas natural no asociado, lo cual genera nuevas oportunidades de comercialización de este hidrocarburo a nivel internacional, generando
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entradas de divisas a nuestro país, retorno por impuestos y regalías asociadas a las actividades de producción y comercialización (Martínez, 2005).
Por estas razones es de gran importancia evaluar las diferentes oportunidades de comercialización del gas natural no asociado en nuestro mercado natural, cuantificando los posibles compradores en el Continente Americano, el medio técnico comercial más idóneo para la importación y posibles competidores del mercado.
Con el presente Trabajo Especial de Grado se espera contribuir con el desarrollo del Negocio del Gas en Venezuela, evaluando las diferentes opciones de venta de Gas Natural y seleccionando la mejor opción para Venezuela en la comercialización de este hidrocarburo.
2.
OBJETIVOS DEL ESTUDIO
Los objetivos que componen el siguiente Proyecto de Trabajo Especial de Grado son los siguientes:
General: Determinar el esquema técnico comercial más efectivo de comercialización del gas natural venezolano en el Continente Americano.
Específicos:
¾ Determinar las variables más relevantes del mercado energético en los principales países del Continente Americano.
¾ Determinar un modelo económico de las diferentes alternativas de comercialización del gas natural en los países que conforman el Continente Americano.
5
¾ Determinar los principales competidores de Venezuela como país exportador de Gas Natural al Continente Americano.
¾ Proponer el portafolio de comercialización más adecuado para Venezuela.
3.
METODOLOGÍA
Para el logro de los objetivos propuestos se cumplieron los siguientes pasos:
3.1. Marco Conceptual. Se determinaron las proyecciones mundiales de crecimiento de la demanda gas natural como combustible y materia prima, según información de la agencia Energy Information Administration (EIA, 2006 a) y otros entes no gubernamentales. Seguidamente, basándonos en autores tales como González (2006) y Martínez (2006), se analizaron las distintas formas de monetización del gas natural para su colocación en los diferentes mercados. Finalmente se evaluaron los competidores de Venezuela como país exportador de Gas Natural para el Continente Americano.
3.2. Examen de la Situación. Para determinar la situación actual se evaluaron dos aspectos fundamentales:
Análisis Interno. Se determinó la cantidad de gas natural no asociado disponible para su comercialización, mediante datos de reservas probadas en los diferentes proyectos nacionales, los números del plan de desarrollo de Gas Natural elaborado por PDVSA, restando el volumen que PDVSA va a necesitar para satisfacer la demanda interna incluyendo los nuevos proyectos planteados por el gobierno.
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Análisis Externo. Utilizando información de la agencia EIA (Energy Information Administration) y otros entes no gubernamentales relativa a la cuantificación de reservas probadas, importaciones y exportaciones de gas, tendencias de consumos de energía y la infraestructura existente en los diferentes países, se determinaron los nichos de mercados para exportar Gas Natural en el Continente Americano, realizando un análisis de los principales competidores existentes en la región.
3.3. Alternativas de Monetización. Luego de determinar los posibles compradores de Gas Natural en el Continente Americano, se evaluaron las diferentes alternativas de monetización del hidrocarburo, desde un punto de vista técnico y comercial.
3.4. Portafolio de Comercialización. Una vez definida las mejores opciones de exportación de Gas Natural se recomendó el mejor portafolio de exportación del hidrocarburo en el mercado americano.
3.5. Evaluación del proceso de Trabajo Especial de Grado. Para realizar la evaluación del proceso del Proyecto de Trabajo Especial de Grado, se realizó una comparación de las actividades planificadas en contraste con las ejecutadas, se midió el grado de cumplimiento del cronograma de ejecución establecido y el logro de los objetivos planteados.
4.
CRONOGRAMA DE EJECUCIÓN
Para el cumplimiento de los pasos establecidos en la metodología se cumplió el siguiente cronograma:
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TABLA 1: Cronograma planificado de actividades
Actividad Marco Conceptual. Diagnóstico de la Situación. Alternativas de Monetización. Portafolio de Comercialización. Elaboración de Recomendaciones.
Conclusiones
Entrega del Informe Final 1ra Versión
y
Tiempo Estimado
Fecha de Culminación Probable
1 mes 2 meses
Septiembre 15, 2006 Octubre 10, 2006
2,5 meses 1 mes
Octubre 20, 2006 Noviembre 15, 2006
0,5 meses
Diciembre 1, 2006
0.5 meses
Diciembre 15, 2006
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FASE DE EJECUCIÓN Capítulo II: Marco Conceptual Referencial Capítulo III: Examen de la Situación Capítulo IV: Diseño de la Propuesta Capítulo V: Validación de la Propuesta
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CAPÍTULO II MARCO CONCEPTUAL REFERENCIAL Como Marco Referencial del trabajo se presentan los fundamentos conceptuales relativos al gas natural como energético, las diferentes formas de comercialización o monetización de este recurso, y un análisis de las tendencias mundiales en el mundo energético.
1. FUNDAMENTOS CONCEPTUALES
El gas natural es una de las fuentes principales de energía en muchas de nuestras actividades y necesidades cotidianas; este es un combustible que en su forma pura es un gas incoloro e inodoro, el cual al ser quemado tiene una combustión limpia que resulta en menores emisiones al ambiente de productos derivados dañinos para el mismo.
Este combustible es una mezcla de hidrocarburos, la cual varía dependiendo del lugar donde se encuentre, su proceso de formación y otras variables; su principal componente usualmente es el metano. En cuanto a los contaminantes que pueden estar presentes tenemos agua, dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, oxigeno, nitrógeno, entre otros.
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TABLA 2: Composición típica del gas natural. (Natural Gas Supply Association, 2006)
Componente
Fórmula
Porcentaje Molar
Metano
CH4
70 - 90
Etano
C2H6
Propano
C3H8
Butano
C4H10
Dióxido de Carbono
CO2
0-8
Oxigeno
O2
0 - 0,2
Nitrógeno
N2
0-5
Sulfuro de Hidrogeno
H2S
0-5
0 - 20
Constantemente los seres humanos requieren energía para calentar nuestros hogares, cocinar los alimentos y generar electricidad, estas necesidades que presentan un crecimiento sostenido en los últimos años, han elevado el nivel de importancia del gas natural en la vida de los seres humanos y su sociedad. (Natural Gas Supply Association, 2006)
2. FORMAS DE COMERCIALIZACIÓN DEL GAS NATURAL
El gas natural puede llegar a nuestros hogares, comercios e industrias en forma de electricidad, como medio de calefacción, como combustible para preparar comidas así como para mover nuestros automóviles, entre otras aplicaciones.
Para llevar el gas natural desde los sitios de producción y acondicionamiento hasta el cliente final hay varios métodos que la tecnología nos permite utilizar, a medida que han pasado los años se ha buscado nuevas maneras económicamente viables de transportar este hidrocarburo a grandes distancias, debido a que las reservas se encuentran en lugares remotos a los grandes centros de consumo y las cercanas a estos han ido agotándose.
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El método más usado para el transporte del gas natural ha sido el gasoducto, estas son tuberías a alta presión que recorren grandes distancias por lo general enterradas, interconectando distintos entes territoriales. La unión de los centros de producción con los clientes finales usando este método ha sido viable hasta ciertas distancias; factores como las pérdidas de energía, el daño al ecosistema y los costos de los materiales así como de construcción del gasoducto, hacen en algunos casos inviable técnica y económicamente este tipo de medio de transporte.
FIGURA 1: Construcción Gasoducto (Duke Energy, 2006). FIGURA 2: Construcción Gasoducto (Archimage, 2006)
Los componentes principales en un sistema de transporte por gasoductos son:
¾ La tubería que puede tener diámetros entre 6 y 48 pulgadas, dependiendo de la presión y el volumen que se manejen
¾ Las estaciones compresoras que están encargadas de aumentar la presión para así asegurar que el gas llegue a su destino final
¾ Las estaciones de regulación y medición que permite a la compañía operadora de la tubería controlar y medir el flujo de gas a lo largo de la tubería
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¾ Las estaciones de válvulas de bloqueo que son usadas para restringir y atrapar el gas natural en secciones, permitiendo así realizar trabajos de inspección o mantenimiento a la tubería y a la hora de una eventualidad, minimizar el volumen de gas natural afectado.
Otro método para transportar gas natural en grandes distancias que en la actualidad representa un mercado pequeño, pero con gran crecimiento en los últimos años, es el Gas Natural Licuado (GNL); con este método se enfría el gas natural hasta una temperatura aproximada de -161 °C licuándose a presión atmosférica, reduciendo su volumen 610 veces, lo que hace práctico su transporte y almacenamiento. (EIA, 2003)
Este método de transporte es más económico que las tuberías, cuando se requiere transportar el gas natural a grandes distancias, cruzando océanos, para llevar el gas hasta otros Continentes, utilizando barcos especialmente diseñados para manejar el GNL. (Center for Energy Economics, 2006)
La cadena de valor del gas natural licuado está compuesta de las siguientes etapas:
¾ El terminal o tren de licuefacción, es la planta o facilidad donde se licua el gas natural y se almacena para su despacho.
¾ Los barcos o metaneros, son los encargados de transportar el GNL, en tanques especialmente diseñados ubicados a bordo de estos trasatlánticos de doble casco.
¾ El terminal de regasificación, es donde se almacena el GNL en tanques criogénicos hasta ser necesitado, siendo este momento cuando se lleva el gas a estado gaseoso nuevamente.
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FIGURA 3: Planta de GNL Snohvit (Statoil, 2006). FIGURA 4: Terminal de regasificación Trunkline en Los Angeles (International LNG, 2006)
Otra opción de transporte es el gas natural comprimido (GNC); este medio de transporte es generalmente usado para distancias más cortas que las de GNL, donde los altos costos de las facilidades o la cantidad de las reservas impiden el desarrollo de plantas de GNL e inclusive de la opción Gasoducto.
Este modo de comercialización del gas permite disminuir los requerimientos de un contrato a largo plazo de suministro por los volúmenes que se manejan, lo que da una gran oportunidad para colocar el gas natural en el mercado spot.
La relación de compresión usual es de 200:1, al gas se le eleva la presión hasta una presión aproximada de 200 barg (3.000 libras por pulgada cúbica), y el gas se puede mantener inclusive a temperatura ambiente. (Fitzsimmons, 2004)
FIGURA 5: Barco de GNC. (Enersea, 2006)
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La otra forma de comercializar el gas natural y a evaluar en el desarrollo de este trabajo es por medio de un proceso conocido como gas a líquidos (GTL, "Gas To Liquids" según sus siglas en inglés), proceso el cual transforma el gas natural en productos terminados líquidos, como gasolina, diesel, bases lubricantes y otros.
El proceso para transformar el gas natural en derivados líquidos tiene dos tecnologías, una que tiene conversión directa (Syncrude) y otra con conversión indirecta (Syngas) por medio de un proceso de Fisher Tropsch o una síntesis vía metanol.
Esta forma de comercialización por lo general no puede competir con los productos derivados del petróleo convencionales; sin embargo las nuevas tecnologías, el alto desempeño de estos productos con menos impurezas y las ventajas de ser productos que emiten menos contaminantes debido a ser derivados del gas natural, le han dado un espacio atractivo en el mercado. (Chemlink, 1997)
FIGURA 6: Planta GTL Baton Rouge. (ExxonMobil, 2006)
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3. DEMANDA MUNDIAL DE ENERGÍA
La energía es hoy en día vital para mantener los estándares actuales de los seres humanos, comenzando por la búsqueda de una mejor calidad de vida y el desarrollo económico de las naciones. Se espera que para los próximos 25 años este desarrollo económico tenga un alto impacto en la demanda de energía y las formas de comercialización de la misma; debido a esto es necesario asegurar un suministro confiable de alternativas energéticas, las cuales no afecten el medio ambiente.
El gas natural como energético limpio juega vital importancia en estos objetivos; se espera que para el año 2030 la economía mundial crezca el doble, principalmente impulsada por los países emergentes o en vías de desarrollo y el crecimiento poblacional el cual se espera sea de alrededor de un 20% para ese año. (ExxonMobil, 2006a)
En cuanto al consumo energético, todos los días el mundo consume 230 Mbdoe (millones de barriles diarios equivalentes de petróleo), esperando para el 2030 un aumento hasta 334 Mbdoe (aproximadamente un 50 % mas de lo consumido actualmente), especialmente concentrado en la zona Asia Pacífico. (ExxonMobil, 2006a)
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FIGURA 7: Crecimiento energético mundial. (ExxonMobil, 2006a)
Se espera que en este crecimiento del consumo energético, los combustibles predominantes sigan siendo los fósiles, debido a la flexibilidad y la cantidad de reservas existentes, las cuales se adaptan a los requerimientos del período, donde el petróleo y el gas natural representarán cerca del 60% del consumo. Se predice que el gas natural tenga un crecimiento importante y rápido, alrededor de un 1,8% anual; este crecimiento será impulsado principalmente por los beneficios ambientales en bajas emisiones y la eficiencia al generar energía eléctrica. (ExxonMobil, 2006a)
FIGURA 8: Tendencias crecimiento energético mundial. (ExxonMobil, 2006a)
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Finalmente parte importante de este crecimiento de la demanda de gas natural está en las importaciones de las regiones gasíferas maduras, donde la producción ha disminuido notablemente debido a la madurez de los campos y a los años de explotación existente en estos países, entre ellos Estados Unidos, Inglaterra y otros países europeos. (ExxonMobil, 2006a)
El déficit de producción en estas áreas, aunado al crecimiento de la demanda debe ser aprovechado, de tal forma que se coloquen las reservas venezolanas de gas natural no asociado de una manera en que la industria del gas natural madure y el país reciba ingresos adicionales derivados de la exportación, regalías e impuestos de este energético.
La producción de este hidrocarburo sumado a la elevada demanda existente, puede ayudar a que Venezuela consiga un puesto como exportador, ayudando a satisfacer las demandas energéticas futuras a nivel mundial, convirtiéndose en un país de referencia en el mercado del gas y creando fuertes lazos de integración regional, todo esto sin dejar a un lado la demanda interna, la maximización de las exportaciones de crudo y el crecimiento económico y social de la nación.
4. EVALUACIÓN DEL PROYECTO
Para determinar si las propuestas y/u opciones presentadas en este trabajo son atractivas desde un punto de vista económico y evaluar de una forma cuantitativa si es recomendable la asignación o no de recursos a determinada iniciativa, se usarán criterios básicos para la evaluación de un proyecto, basados en las herramientas de las matemáticas financieras.
La evaluación presentada en este trabajo es netamente económica, con estimaciones de lo que se espera en un futuro sean los beneficios y costos
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asociados de las diferentes propuestas; no se tomará en cuenta el factor social que las propuestas puedan generar.
A continuación se presentan las diferentes herramientas o técnicas de medición de rentabilidad usadas para el trabajo especial:
Primero se tiene el criterio del Valor Presente Neto (VPN), el cual plantea que el proyecto y/o la propuesta deben aceptarse si su valor es igual o mayor a cero, donde el VPN es la diferencia entre todos los ingresos y egresos expresados en moneda actual (Sapag Chain, 2000).
Yt − Et − I0 t t =1 (1 + i ) n
VPN = ∑
(1)
Donde:
Yt: flujo de ingresos del proyecto
Et: flujo de egresos del proyecto
I0: inversión inicial
i: tasa de descuento
El segundo criterio es el de la tasa interna de retorno (TIR), éste evalúa el proyecto y/o la propuesta en función de una única tasa de rendimiento por período, con la cual la totalidad de los beneficios actualizados son exactamente iguales a los desembolsos expresados en moneda actual; es la tasa de interés más alta que un inversionista puede pagar sin perder dinero (Sapag Chain, 2000).
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Yt − Et − I0 = 0 t t =1 (1 + i ) n
TIR = ∑
(2)
Donde:
Yt: flujo de ingresos del proyecto
Et: flujo de egresos del proyecto
I0: inversión inicial
i: tasa de descuento
El tercer criterio es el período de recuperación (payback); en éste se determina el numero de periodos necesarios para recuperar la inversión inicial (Sapag Chain, 2000).
Si los flujos de caja son idénticos y constantes en cada periodo, el cálculo se simplifica a:
PR =
Donde:
Y: ingresos del proyecto en un período
E: egresos del proyecto en un período
I0: inversión inicial
I0 Y −E
(3)
20
Si los flujos de caja no son idénticos, el cálculo se debe realizar determinando por suma acumulada el número de períodos necesarios para recuperar la inversión (Sapag Chain, 2000).
El cuarto criterio es el período de recuperación descontado (payback descontado), el cual se calcula de la misma forma a excepción de que los flujos de caja son descontados hasta el momento de la inversión, a la tasa de descuento fijada, y se calcula la suma acumulada de los beneficios netos actualizados a ese momento (Sapag Chain, 2000).
El quinto criterio es la relación del Valor Presente Neto entre la Inversión (VPN/INV), que no es otra cosa que dividir el valor presente neto entre la inversión.
Finalmente se va a desarrollar un análisis de sensibilidad para agregar información a los resultados pronosticados de las diferentes propuestas; para así poder medir cuán sensible es la evaluación de las variables y de los criterios a ciertas variaciones en uno o mas parámetros decisorios (Sapag Chain, 2000).
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CAPÍTULO III EXAMEN DE LA SITUACIÓN 1. RESERVAS DE GAS NATURAL NO ASOCIADO EN VENEZUELA
Venezuela tiene una posición geográfica privilegiada y posee grandes reservas de petróleo y gas; actualmente Venezuela es el noveno país con reservas probadas de gas natural y el primero en Latinoamérica y el Caribe, contando con 151 Billones de Pie Cúbicos (BPC). (PDVSA, 2005a)
2000 1800
1694
1600 1400
1000
971
911
800 600 400
241
214
187
185
200
161
151
139
112
102
98
87
Tu rq uí a In do ne si a M al as ia
Ira k
ge lia Ve ne zu el a Au st ra lia
Ar
N ig er ia
SA U
U EA
ita ud Sa
Q at ar Ar
ab ia
Ira n
0 R us ia
TCF
1200
FIGURA 9: Reservas probadas mundiales de gas natural. (PDVSA, 2005a)
22
175 151 150
TCF
125 100 75 50 31
26
22
25
15
12
9
6
4
a C
ol om
bi
s tro O
Pe ru
Br as il
M ex ic o
a en tin Ar g
ba go ad
&
To
Bo liv ia Tr
in id
Ve ne
zu el a
0
FIGURA 10: Reservas probadas de gas natural en Latinoamérica y el Caribe. (PDVSA, 2005a)
El principal problema radica en que el noventa por ciento de estas reservas son de gas natural asociado a la producción de crudo, por lo que cualquier variación en las cuotas de producción de este hidrocarburo afecta directamente al otro; en este caso Venezuela, para poder desarrollar un esquema de exportación de gas natural, siendo suministrador confiable de este hidrocarburo, es necesario desarrollar los proyectos de gas natural no asociado, y así no depender de los cambios de producción de crudo (cuota de producción), fijados actualmente por la OPEP.
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TABLA 3: Reservas probadas de gas natural (BPC). (EIA, 2006a) Gas Natural (Trillones de pies cúbicos)
País/Región
Rusia Irán Qatar Arabia Saudita Emiratos Árabes Unidos Estados Unidos Nigeria Argelia Venezuela Irak Kazajstán Turkmenistán Indonesia Malasia Australia Noruega China
BP Statistical Review Final 2004 1.694,40 970,75 910,14 238,42 213,92 192,51 176,39 160,44 148,93 111,90 105,90 102,37 90,26 86,98 86,92 84,23 78,68
CEDIGAZ
Oil & Gas Journal
01/01/2005 1.695,12 995,88 910,53 235,90 213,41 192,51 178,52 161,74 149,14 108,77 67,10 102,41 92,00 87,02 89,98 116,05 77,69
01/01/2006 1.680,00 971,15 910,52 241,84 214,40 192,51 184,66 160,51 151,40 111,95 65,00 71,00 97,79 75,00 27,64 84,26 53,33
World Oil Final 2004 2.361,05 944,67 913,40 238,50 204,05 192,51 180,00 171,50 150,50 112,60 No Reportadas No Reportadas 63,00 56,56 128,61 84,26 51,38
La industria Venezolana de gas natural se ha desarrollo si se quiere tardíamente, lo cual se evidencia al no aprobar el decreto para regular y reglamentar la cantidad de gas natural quemado y venteado por la industria petrolera hasta 1969; esto se puede atribuir al desarrollo y enfoque nacional al crudo, debido a precios más altos que los del gas natural, a un mercado internacional más maduro, a la gran dependencia de países desarrollados a este recurso y a las altas demandas del hidrocarburo a partir de los años 1950. Lo anteriormente señalado no justifica el déficit existente en cuanto a infraestructura de transporte y distribución de gas interna, no se puede explicar cómo un país con tantas reservas no aproveche los beneficios que brinda este recurso, hasta el punto que se tiene un déficit en algunas regiones e inclusive ausencia total en otras zonas. (Campo, 2005)
24 TABLA 4: Reservas Probadas de Gas Natural en Venezuela (MMM3). (PDVSA, 2006) Concepto Reservas al 31/12 Producción Anual Neta Producción /Reservas (%) Duración Teórica de las Reservas (Años)
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
4.120.762
4.150.093
4.155.049
4.179.108
4.199.276
4.171.812
4.245.691
4.289.428
40.712
42.434
37.350
41.471
41.618
37.460
34.744
39.320
1,0
1,0
0,9
1,0
1,0
0,9
0,9
0,9
101,2
97,8
111,2
100,8
100,9
111,4
122,2
110,9
2. PROYECTOS DE GAS NATURAL NO ASOCIADO
Las principales reservas de gas natural no asociado se pueden sectorizar en tres zonas de operación, Rafael Urdaneta en el Occidente, Mariscal Sucre y Plataforma Deltana en el Oriente del país, todas estas se encuentran costa afuera.
El proyecto Rafael Urdaneta cuenta con 30 BPC de reservas probadas de gas natural, de las cuales 27 BPC están en el Golfo de Venezuela y los otros 3 BPC al Noreste de Falcón. El proyecto consta de 29 bloques repartidos en un área aproximada de 30.000 kilómetros cuadrados, ya fueron otorgados 6 bloques en las fases A y B.
FIGURA 11: Proyecto Rafael Urdaneta. (PDVSA, 2005b)
25
El proyecto Mariscal Sucre cuenta con 14,3 BPC de reservas probadas; se espera que para el momento en que este proyecto esté produciendo a su máxima capacidad se tengan 1.200 MMPCED. Los cuatro bloques que conforman el proyecto son Río Caribe, Mejillones, Patao y Dragón.
FIGURA 12: Proyecto Mariscal Sucre. (PDVSA, 2005b)
Finalmente se tiene el proyecto Plataforma Deltana, con reservas probadas de 9 BPC, esperando lograr una producción de 1.000 MMPCED; la zona está dividida en 5 bloques con un área total de 9.441 kilómetros cuadrados.
FIGURA 13: Proyecto Plataforma Deltana. (MENPET, 2002)
26
Un proyecto de menor envergadura es Golfo de Paria Este y Oeste donde se estiman de 2 a 3 BPC con una producción aproximada de 200 MMPCED.
FIGURA 14: Proyecto Golfo de Paria. (PDVSA, 2005a)
3. PROYECCIONES DEL GAS NATURAL EN VENEZUELA
El consumo de gas en Venezuela en los últimos años ha estado por encima de los 2.000 MMPCED; la mayor parte de este consumo se usa para la generación de electricidad (aproximadamente un 24%), seguido del gas usado por las industrias siderúrgicas (21%) y el sector petroquímico (20%), el gas doméstico apenas representa un 2% del total. (PDVSA, 2005a)
FIGURA 15: Consumo de gas en Venezuela. (PDVSA, 2005a)
27
Para el año 2012 se espera que el consumo de gas aumente; las expectativas optimistas colocan la demanda por encima de los 7.000 MMPCED, según la demanda probabilística el consumo va estar aproximadamente en los 5.000 MMPCED, duplicando el consumo actual; todo esto canalizado por la serie de desarrollos previstos, principalmente en el área de generación eléctrica y en el sector petroquímico. (PDVSA, 2005a)
FIGURA 16: Demanda de gas en Venezuela. (PDVSA, 2005a)
Se espera que con estos proyectos se duplicará el consumo de gas; entre ellos se tienen las nuevas estaciones termoeléctricas de Barrancas (Repsol), Planta Centro, Enelbar (proyecto que es una realidad en su primera etapa), la planta para el CCO (Complejo Criogénico Occidente), Cadafe Tucupita, Nueva Generación Paraguaná, Planta Cumaná, entre otras; todo esto aumentaría el consumo para el sector eléctrico. En cuanto al sector petroquímico se tiene el complejo Zulia, Moron, Metor II, Fertilizantes Gold Lock, Fertiplan, Olefinas y Derivados. Para los sectores del petróleo y la refinación no se esperan mayores proyectos sino para después del año 2009; entre los que van a aumentar el consumo en el sector petrolero se tienen, los nuevos proyectos o ampliaciones de Sinovensa, Ameriven, OCN Jose y Grass Roots, en el sector
28
de refinación los proyectos El Palito, Refinería Caripito, Amuay, Puerto La Cruz, Refinería Batalla de Santa Inés y Refinería Cabruta. Finalmente el crecimiento en el consumo de gas natural del sector siderúrgico es el más modesto, en el cual la nueva planta de pellas y la planta de Propants - Saint Gobain, serían los dos nuevos consumidores previstos.
SECTOR SIDERURGICO
SECTOR REFINACION
SECTOR PETROLERO
SECTOR PETROQUIMICO
SECTOR ELECTRICO
TABLA 5: Consumos esperados de gas natural por sector (MMPCED). (PDVSA, 2005a) Año
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Base
678
678
678
678
678
678
678
680
Firme
457
461
461
511
544
567
567
567
Probable
315
429
810
1.409
1.482
1.524
1.564
1.567
Potencial
0
0
59
75
101
104
104
253
Total
1.450
1.567
2.007
2.673
2.804
2.872
2.912
3.066
Base
472
472
472
472
472
472
472
473
Firme
145
145
145
145
145
145
145
145
Probable
0
80
80
327
456
661
866
903
Potencial
0
0
0
40
130
190
190
190
Total
617
697
697
984
1.203
1.468
1.673
1.711
Base
194
194
194
194
194
194
194
195
Firme
16
19
19
19
19
19
19
19
Probable
0
0
0
0
365
365
437
437
Potencial
0
6
6
6
113
113
185
185
Total
210
219
219
219
691
691
835
836
Base
176
176
176
176
176
176
176
176
Firme
49
52
62
86
289
419
429
459
Probable
0
14
14
35
303
560
854
854
Total
225
242
252
297
768
1.155
1.459
1.489
Base
464
464
464
464
464
464
464
465
Firme
113
113
123
167
167
167
167
167
Probable
0
1
17
33
39
39
39
39
578
579
605
665
670
670
670
671
Potencial
Potencial Total
Analizando la producción de gas en detalle, PDVSA espera que para el año 2.012 la producción de gas en Anaco alcance su tope de 2.800 MMPCED y comience a disminuir la presión de los yacimientos, por lo que se requerirá capacidad de compresión a partir de ese año para mantener la producción.
29
En la región occidental se espera tener un crecimiento en la producción sostenido anualmente pasando de los 1.100 MMPCED en el 2006 hasta los 1.500 MMPCED para el 2.012, principalmente por la producción de las zonas de Lagunillas y Tía Juana.
Con respecto a la producción de gas costa afuera en el oriente del país, los 4 proyectos esperan estar produciendo 1.300 MMPCED para el 2.009 y 1.800 MMPCED para el 2.012, para el 2.018 con la adición de los proyectos de Plataforma Deltana y Punta de Pescador - Guarapiche se estima tener una producción de 4.000 MMPCED, mientras que el proyecto Rafael Urdaneta aportará 1.500 MMPCED para el 2.015.
FIGURA 17: Producción de gas costa afuera Oriente. (PDVSA, 2005a)
El gas asociado de Oriente, el cual se usa principalmente para la inyección, se espera que nivele a la producción para el 2.023; entre los años 2.009 y 2.017 se espera tener una capacidad de producción superior a la inyección de aproximadamente 1.000 MMPCED. La producción del eje Norte Llanero alcanzará su tope y se mantendrá por 12 años a partir del 2.010 con 400 MMPCED. San Tomé aportará 320 MMPCED para el año 2.010. La producción
30
de las asociaciones estratégicas y empresas mixtas del oriente del país aportarán 1.300 MMPCED, la cual irá disminuyendo al pasar de los años hasta llegar aproximadamente a los 1.100 MMPCED para el 2.012; en cuanto a las empresas mixtas del occidente del país, las mismas tendrán una producción de 350 MMPCED para el 2.015. Finalmente la producción de los Convenios Addenda (Guarico Oriental, Quiriquire y Sanvi Güere) caerá vertiginosamente en los próximos años, disminuyendo la producción de 130 MMPCED a cero (0) para el año 2.016.
FIGURA 18: Producción de gas costa afuera Occidente. (PDVSA, 2005a)
Para determinar el volumen disponible a comercializar en el exterior, este trabajo partirá de la suposición de un escenario optimista donde se van a concretar tanto los proyectos que aportarán volúmenes nuevos, como el aumento de los consumos por los nuevos proyectos que tiene planificado el gobierno.
Partiendo de esta premisa se observa como a partir del año 2.009 se espera tener un volumen disponible de más de 2.000 MMPCED; este excedente será
31
utilizado como base de la oferta Venezolana para definir las estrategias de comercialización y monetización en los diferentes mercados internacionales.
TABLA 6: Producción de gas natural por zona operativa (MMPCED). (PDVSA, 2005a)
Anaco Lagunillas Maracaibo Tía Juana Convenios Norte de Paria Golfo de Paria Punta Pescador-Guarapíche Plataforma Deltana Oriente Asociado (Norte de Monagas) Repsol-Barrancas Yucal Placer-Ypergas Guárico Oriental Guarico Oriental Addenda Quiriquire Addenda Sanvi Guere Addenda Pesado Oeste (San Tomé) X Pesado (San Tomé) Oportunidades (San Tomé) Ameriven Cerro Negro Petrozuata Sincor Occidente (Empresas Mixtas) Oriente (Empresas Mixtas) Universidades Occidente Universidades Oriente La Ceiba Licencia Ambrosio Oportunidades a Corto Plazo Esfuerzo Propio Gas Colombia Reemplazo Plantas de Compresión Falcón Este Golfo de Venezuela (Rafael Urdaneta, Bloque A) Golfo de Venezuela (Rafael Urdaneta, Bloque B) Ensenada de la Vela (Rafael Urdaneta)
TOTAL
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
1.877 376 220 280 164 0 0 0 0
2.655 401 227 303 158 0 0 0 0
2.655 437 231 339 152 0 0 0 0
2.740 477 228 374 144 600 200 75 0
2.740 518 241 409 135 600 200 400 122
2.740 555 257 445 124 1.070 150 400 122
2.705 601 279 480 117 1.070 150 400 122
3.367 35 100 0 14 101 0 35 40 8 27 41 50 31 269 864 8 2 0 0
3.684 70 200 0 14 94 18 50 60 33 27 56 50 32 297 846 9 8 0 0
4.092 70 300 0 15 76 20 60 80 68 27 56 50 40 283 822 11 10 0 0
4.482 70 300 15 14 56 20 69 99 97 27 56 50 48 267 743 12 10 0 0
4.854 70 300 34 16 48 20 79 118 121 27 56 50 47 251 701 14 10 0 32
5.200 70 300 32 18 43 22 79 118 121 27 56 50 51 286 612 15 11 0 71
5.555 70 300 36 16 40 18 79 118 121 27 56 50 51 271 562 17 11 0 116
70 0
129 0
173 150
166 150
160 150
154 150
149 150
10 23
10 33
10 34
25 34
25 29
25 23
25 18
0
0
0
0
0
0
235
0
0
0
0
0
0
0
0
25
40
40
40
40
40
8.012
9.489
10.301
11.688
12.617
13.437
14.055
32
TABLA 7: Consumos estimados vs. Producción de gas natural (MMPCED). (PDVSA, 2005a) 2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
CONSUMO ORIENTE
2.896
3.265
3.916
4.247
4.797
5.349
5.666
CONSUMO OCCIDENTE GAS RECUPERACION SECUNDARIA ORIENTE GAS RECUPERACION SECUNDARIA OCCIDENTE
1.078
1.197
1.478
1.582
1.605
1.605
1.668
2.764
2.774
2.771
2.774
3.299
3.635
4.096
0
560
560
560
560
560
560
PRODUCCION ESTIMADA
8.012
9.489
10.301
11.688
12.617
13.437
14.055
DISPONIBLE
1.274
1.692
1.576
2.525
2.357
2.289
2.065
Es importante resaltar que los proyectos costa afuera van a aumentar la oferta de gas a partir del año 2.012; se espera que el proyecto Rafael Urdaneta suministre gas a partir del año 2.012 y para el 2.015 ya aporte 1.490 MMPCED; en cuanto a los proyectos de Oriente se espera que Plataforma Deltana, Norte de Paria, Golfo de Paria y Punta Pescador - Guarapiche comiencen a aportar volúmenes para el 2.009 y estén a completa capacidad para el año 2.018 suministrando 3.820 MMPCED.
Si suponemos un factor de recobro del gas del 70%, con las producciones estimadas se tiene que el gas del proyecto Rafael Urdaneta puede durar 38 años en producción hasta que sus reservas se agoten, mientras que el gas del proyecto Mariscal Sucre puede durar aproximadamente 23 años al igual que el proyecto de Plataforma Deltana.
Las zonas de mayor producción en el período 2.007 - 2.012 van a seguir siendo en primer lugar la producción del Norte de Monagas, la cual mayormente se usa en re-inyección como método de recuperación secundaria de crudo, seguido por la producción de la zona de Anaco, la cual se estima que a partir del 2.011 necesite de facilidades de compresión para mantener la presión debido al agotamiento de los yacimientos; sin embargo PDVSA estima que se pueden añadir volúmenes gracias a exploración por el descubrimiento de nuevos yacimientos, lo cual pudiese correr esta necesidad de compresión hasta después del año 2.020.
33
4. DEMANDA DE GAS NATURAL EN EL CONTINENTE AMERICANO
Los descubrimientos de hidrocarburos en los últimos años tanto de petróleo como de gas natural y los indicios de que estos descubrimientos van a seguir encontrándose en los años venideros dan una seguridad energética para el futuro, por lo que se puede descartar una escasez en la oferta; sin embargo la distribución de las reservas, la distancia de éstas hacia los mercados consumidores y finalmente los conflictos geopolíticos pudiesen causar problemas de suministro en los diferentes mercados consumidores. (Olade, 2004)
Se espera que la demanda energética aumente principalmente por dos factores, el crecimiento de la población y el progreso económico, donde el gas natural tendrá un crecimiento con una rata de 1,7% anual, principalmente con convenios gas natural licuado en Norte América y con gasoductos en Europa. (ExxonMobil, 2006b)
FIGURA 19: Suministro y demanda de gas (ExxonMobil, 2006b)
34
Los crecimientos energéticos en América Latina y el Caribe han estado guiados particularmente por la producción de gas natural, donde destacan las reservas de Trinidad y Tobago, Bolivia y Venezuela. (Olade, 2004)
Comenzando el análisis con Argentina, las reservas de gas natural del país se encuentran en 21,63 BPC (EIA, 2006a), siendo el segundo productor de este hidrocarburo en Latinoamérica y el Caribe y cuarto en generación eléctrica, la cual está basada mayormente en gas natural e hidroelectricidad; las cantidades de gas natural que no son consumidas internamente se exportan hacia Chile, Brasil y Uruguay, las inversiones en exploración y explotación de gas natural han estado reducidas debido a la política de bajos precios en el mercado interno, pero el gas natural continúa siendo el combustible predominante. (Olade, 2004)
Barbados no cuenta con grandes reservas de gas natural, aproximadamente 0,005 BPC(EIA, 2006a), pero éstas son suficientes para su abastecimiento; para poder asegurar esto, su política energética está impulsando la exploración de gas natural tanto costa afuera como en tierra, y está dando incentivos especialmente para la utilización del gas natural; la producción del hidrocarburo actual es limitada y solo cubre la demanda interna, por lo que está en proyecto un gasoducto que interconectará a Trinidad & Tobago con Barbados, lo cual ayudaría a la isla para cubrir demandas futuras de generación eléctrica y de los demás sectores. (Olade, 2004)
Bolivia es el segundo país de Latinoamérica y el Caribe con más reservas en gas natural 24 BPC (EIA, 2006a); en política energética el país llevaba una industrialización del gas natural mediante construcciones de plantas petroquímicas, así como de gas a líquidos (GTL); adicionalmente el país busca ampliar los mercados de exportación tanto a países vecinos como fuera del Continente, aumentando los volúmenes a Brasil y Argentina, así como la construcción de un gasoducto a Paraguay. Existe un proyecto de llevar gas
35
natural licuado a Estados Unidos, mediante la construcción de un terminal en Perú o Chile; sin embargo la decisión del gobierno de nacionalizar la industria gasífera así como cambiar las reglas de juego de las compañías productoras de este hidrocarburo han afectado un poco estos planes. Debido a que Bolivia es un importador neto de petróleo y de sus derivados, el país está buscando aliviar un poco estas cantidades con la construcción de plantas de GTL. (Olade, 2004)
Brasil posee reservas de gas natural de 8,829 BPC (EIA, 2006a); dentro de las políticas del país está dar mayor participación en proyectos de gas natural para el sector doméstico, así como la ampliación de las redes de distribución de los sectores doméstico e industrial; en este último para sustituir el consumo de fuel oil. (Olade, 2004)
Canadá tiene reservas de gas natural de 56,6 BPC, su producción está alrededor de los 6,5 BPC (EIA, 2006a) mientras solamente consume 3,2 BPC; el resto lo exporta principalmente a Estados Unidos. Tomando la rata de producción, las reservas y los nuevos descubrimientos, el gas natural en Canadá debe alcanzar aproximadamente para 10 años a este ritmo, siempre y cuando no tengan nuevos descubrimientos; para poder compensar esto, las compañías canadienses de gas natural tienen proyectos de terminales de regasificación de GNL, para satisfacer el consumo domestico así como reexportar a los Estados Unidos. (EIA, 2006b)
Chile tiene unas reservas de gas natural de apenas 3,46 BPC (EIA, 2006a), lo cual lo convierte en un importador neto de energía; a pesar de esto las tasas de crecimiento en consumo han sido las mas altas de Latinoamérica y el Caribe, su política energética busca la diversificación de la matriz energética, dando apoyo al consumo del gas natural en todos los sectores (industrial, domestico y generación), el cual ha aumentado tanto en los últimos años que hoy en día representa la mayor demanda de energía del país, por lo que está
36
en desarrollo un proyecto para la construcción de dos plantas de regasificación. (Olade, 2004)
Colombia posee reservas de gas natural de 4,04 BPC (EIA, 2006a), dentro de su política energética se encuentra el apoyo de nuevos proyectos de generación eléctrica usando gas natural; otro reto de la política energética del país es lograr la interconexión energética con los países vecinos, como es el caso de la construcción del gasoducto Colombia - Venezuela, que se espera se expanda hacia Panamá y Ecuador; finalmente Colombia tiene un plan de masificación del uso del gas natural para aumentar su consumo en los sectores industrial, comercial, domestico, así como para vehículos. (Olade, 2004)
Costa Rica no posee reservas de gas natural ni es parte actual de su matriz energética, sin embargo la política energética busca incorporar al gas natural como fuente energética del mercado local. (Olade, 2004)
Cuba posee reservas de gas natural de 2,5 BPC (EIA, 2006a), pero el mayor consumo y producción energética son de energías renovables. (Olade, 2004)
Ecuador posee muy pocas reservas de gas natural de 0,345 BPC (EIA, 2006a), pero es el cuarto país con mayores reservas de petróleo en Latinoamérica y el Caribe. (Olade, 2004)
El Salvador no posee reservas de gas natural, ni es parte de su matriz energética. (Olade, 2004)
Estados Unidos posee reservas de 192,513 BPC (EIA, 2006a), siendo éstas las más grandes de América y sextas del mundo, su consumo anual está estimado en 22,3 BPC, importa alrededor de 4,2 BPC, la mayoría de estas
37
importaciones son desde Canadá por tubería, con un incremento notable en los últimos dos años de la importación de gas natural vía GNL. El gas natural ocupa un 22% de sus requerimientos energéticos, por debajo del petróleo y del carbón; el mayor consumo de gas natural lo tiene el sector industrial (38%) seguido de la generación eléctrica (24%) y el gas doméstico (22%). Se espera que en las próximas décadas el consumo de gas aumente debido principalmente a proyectos de generación eléctrica, lo que traerá inversiones en infraestructura (tuberías, plantas y terminales de GNL). (EIA, 2006c)
Grenada por su cercanía con Trinidad & Tobago tiene la esperanza de poseer reservas de petróleo y gas natural, por lo que está considerando prospectos para explorar hidrocarburos; actualmente el gas natural no es parte de su matriz energética. (Olade, 2004)
Guatemala tiene reservas de gas natural de 0,109 BPC (EIA, 2006a); estas reservas tan bajas hacen que el gas natural no sea parte de su matriz energética. (Olade, 2004)
Guyana no tiene reservas de gas natural y actualmente no es parte de su matriz energética. (Olade, 2004)
Haití no tiene reservas de gas natural; su principal fuente de energía es la leña, seguida del petróleo, y como importador neto de energía es factible la construcción de un gasoducto desde el terminal de GNL en República Dominicana y así disminuir la deforestación irreversible que se lleva a cabo actualmente. (Olade, 2004)
Honduras no tiene reservas de gas natural y este no es parte de su matriz energética. (Olade, 2004)
38
Jamaica no posee reservas de gas natural, y tiene planificado la construcción de un terminal de GNL para disminuir sus costos de generación particularmente en las industrias de bauxita y aluminio. (Olade, 2004)
México tiene reservas de gas natural de 14,85 BPC (EIA, 2006a), que son las cuartas reservas más grandes de Latinoamérica y el Caribe; a pesar de esto la demanda ha sobrepasado la producción y las reservas vienen disminuyendo en los últimos años, por lo que no se ha logrado cubrir la demanda en su totalidad (EIA, 2006g); debido a esto, en su política con respecto al gas natural, se dan incentivos para la instalación de terminales de almacenamiento y regasificación de GNL, además de incrementar el numero de conexiones con los Estados Unidos hasta alcanzar los 500 MMPCED, así como duplicar las inversiones privadas en transporte y distribución de gas natural y finalmente aumentar la producción doméstica para cubrir la demanda interna. (Olade, 2004)
Nicaragua no posee reservas de gas natural; sin embargo están dando facilidades a empresas extranjeras para que exploren tanto costa afuera como en tierra para la búsqueda de hidrocarburos, y entre su política está la construcción de gasoductos para asegurar la oferta energética. (Olade, 2004)
Panamá es un importador neto de hidrocarburos, sin embargo el gas natural no está dentro de su matriz energética; actualmente hay un proyecto para llevar gas natural Venezolano mediante gas natural comprimido vía marítima desde Colombia. (Olade, 2004)
Paraguay es un importador neto de energía, no posee reservas de gas natural y tampoco lo consume, sin embargo dentro de su política energética está la construcción de gasoductos para interconectar con Bolivia, el proyecto además incluye la construcción de dos plantas termoeléctricas. (Olade, 2004)
39
Perú tiene reservas de gas natural de 8,715 BPC (EIA, 2006a), siendo el sexto país de Latinoamérica y el Caribe con las mayores reservas; dentro de su política está el desarrollo de los campos de Camisea, para exportar gas natural a los Estados Unidos y a México a través de GNL y abastecer el mercado interno; adicionalmente con la construcción del terminal de GNL, se está negociando que el gas de Bolivia se exporte a través de éste terminal, por lo que se afianzaría la integración gasífera de la región. (Olade, 2004)
Puerto Rico no tiene reservas de gas natural, por lo que es un importador neto de este hidrocarburo, siendo su consumo de 24 BPC el cual importa desde Trinidad & Tobago. (Olade, 2004)
Republica Dominicana no tiene reservas de gas natural, pero desde el 2003 existe la iniciativa de introducir el gas natural como parte de la matriz energética con la construcción de un terminal de GNL. (Olade, 2004)
Surinam no posee reservas de gas natural ni está dentro de su matriz energética. (Olade, 2004)
Trinidad & Tobago es el quinto país de Latinoamérica y el Caribe con más reservas de gas natural 25,887 BPC (EIA, 2006a), además de ser el mayor exportador de GNL a los Estados Unidos, a través de la planta de Atlantic LNG, la primera de América Latina. Su política energética está basada en cambiar de petróleo a gas natural, con lo cual están planeadas interconexiones vía gasoducto con Venezuela, Barbados y Republica Dominicana, nuevos trenes de GNL y construcción de planta de GTL; también quieren aumentar el valor agregado aguas abajo de la cadena de gas natural, mientras que las exportaciones de GNL también van hacia España, Puerto Rico y Republica Dominicana. (Olade, 2004)
40
Uruguay no posee reservas de gas natural, tiene gasoductos de interconexión con Argentina para satisfacer sus necesidades; su política energética busca masificar el consumo del gas natural hasta que este tenga el 30% de la matriz energética,
por
lo
que
está
planeado
la
construcción
de
nuevas
interconexiones con Brasil y Argentina. (Olade, 2004)
En las tablas 8 y 9 se muestran, respectivamente, las reservas probadas de gas natural y las importaciones de gas natural, en América por país.
TABLA 8: Reservas probadas de gas natural en América. (EIA, 2006a)
País/Región Canadá México
Natural Gas (BPC)
Natural Gas (BPC)
Natural Gas (BPC)
Natural Gas (BPC)
BP Statistical Review Final 2005
CEDIGAZ 01/01/2006
Oil & Gas Journal 01/01/2006
World Oil Final 2005
55,951
55,974
56,577
53,700
14,544
14,550
15,985
19,957
Estados Unidos
204,385
204,385
204,385
204,385
América del Norte
274,879
274,909
276,947
278,042
Argentina
17,806
16,104
18,866
21,360
Barbados
No reportadas
0
0,005
No reportadas
Bolivia
26,122
26,133
24,000
26,700
Brasil
10,943
10,806
11,515
11,860
Chile
No reportadas
1,519
3,460
0,925
Colombia
3,989
3,991
4,040
6,711
No reportadas
0,600
2,500
0,559
Ecuador
No reportadas
3,178
0,345
0,350
Guatemala
No reportadas
0
0,109
No reportadas
11,473
11,477
8,723
8,735
Cuba
Perú Surinam Trinidad y Tobago Venezuela Otros países no especificados
No reportadas
0
0
No reportadas
19,239
19,247
25,880
18,770
152,320
152,384
151,395
150,890
5,895
0
No aplica
0,006
América Central y del Sur
247,786
245,439
250,838
246,866
América
522,665
520,348
527,785
524,908
41
TABLA 9: Importaciones de gas natural en América. (EIA, 2006d)
Región/País Canadá México Estados Unidos América del Norte Argentina Brasil Chile Republica Dominicana Puerto Rico Uruguay América Central y del Sur América
IMPORTACIONES DE GAS NATURAL Billones de pies cúbicos 2000 2001 2002 2003 2004 57 138 233 342 384 101 136 254 343 347 3.782 3.977 4.015 3.944 4.259 3.941 4.251 4.502 4.629 4.990 0 0 0 0 28 76 162 186 188 269 144 182 189 214 254 0 0 0 11 5 12 22 22 26 24 1 1 1 2 4 233 368 397 441 584 4.174 4.619 4.900 5.069 5.574
Al analizar la información del mercado y las tablas se puede observar que la competencia para Venezuela en la región son Argentina y Bolivia, que tienen el mercado del sur (Brasil, Uruguay y Chile) por conexiones de gasoductos, Trinidad y Tobago que suministra a Estados Unidos y al caribe (República Dominicana y Puerto Rico) vía GNL solamente. Los actuales roces entre Bolivia y Brasil dan la oportunidad de llegar a este último ya sea por medio de un gasoducto o por GNL; la interconexión con Colombia a mediano plazo abrirá este mercado e inclusive hay expectativas de poder llegar hasta Panamá, y finalmente en las islas caribeñas hay la posibilidad de llegar ya sea por gasoducto o por GNC.
En América del Norte, Estados Unidos suministra a México vía gasoductos y Canadá suministra principalmente a Estados Unidos vía gasoductos. El mayor consumidor de gas natural en la región es Estados Unidos, el cual actualmente está diversificando sus proveedores debido a la declinación de las reservas canadienses, con la construcción de terminales de regasificación de GNL. Existe una oportunidad a mediano plazo de vender gas natural en Canadá también por vía de GNL, para su consumo interno e inclusive para reventa de
42
este hidrocarburo a los Estados Unidos; por otro lado México está abriendo las puertas y busca también diversificar sus proveedores con la construcción de terminales de regasificación de GNL.
5. ANÁLISIS DE PAÍSES EXPORTADORES DE GAS NATURAL EN EL CONTINENTE AMERICANO
TABLA 10: Exportaciones de gas natural en América. (EIA, 2006d)
Región/País Canadá México Estados Unidos América del Norte Argentina Bolivia Chile Trinidad y Tobago América Central y del Sur
2000 3.576 8 244 3.828 148 73 0 139 360
Exportación de gas natural seco Billones de pies cúbicos 2001 2002 2003 3.822 3.804 3.583 9 2 0 373 516 680 4.204 4.322 4.263 209 206 228 136 169 176 0 0 0 139 188 421 485 563 825
2004 3.673 0 854 4.527 277 279 0,3 492 1.048
A continuación se presenta la matriz FODA de cada país exportador de gas natural en el Continente.
43
Canadá
FORTALEZAS ¾ Excelente
infraestructura
DEBILIDADES de
tuberías
¾ Clima muy agresivo, requieren de mayor
instaladas con su principal cliente EEUU.
tecnología y costos de producción para
¾ Cercanía con su principal comprador
explotar los recursos.
EEUU.
¾ Reservas actuales limitadas a 9 años.
¾ Mayor exportador de gas a EEUU.
OPORTUNIDADES
AMENAZAS
¾ Varios países exportadores de gas pueden
¾ De no tener nuevos descubrimientos las
estar interesados en suministro (Trinidad &
reservas pueden durar un poco más de 9
Tobago, Qatar, etc.).
años por lo que el país debe buscar alternativas de importación principalmente vía GNL.
Estados Unidos
FORTALEZAS ¾ Excelente
infraestructura
DEBILIDADES de
tuberías
¾ Altos consumos de hidrocarburos (más
instaladas.
alto de la región) y en constante aumento,
¾ Cercanía con su principal comprador
por lo que requieren fuentes nuevas de
México.
suministro.
¾ Altas Reservas de gas natural. ¾ País Importador - Exportador le otorga flexibilidad.
OPORTUNIDADES
AMENAZAS
¾ Varios países exportadores de gas pueden
¾ Principal proveedor es Canadá, el cual
estar interesados en suministro (Trinidad &
tiene problemas de mantener las reservas
Tobago, Qatar, etc.).
por más de 10 años.
44
Argentina
FORTALEZAS
DEBILIDADES
¾ Excelente infraestructura instalada.
¾ Precios
¾ El Gas natural es el principal combustible.
inversiones en el sector.
¾ Cercanía e infraestructura instalada con
¾ A partir del 2004 pasó a importar una
sus
pequeña cantidad de gas natural.
principales
compradores
(Brasil,
del
combustible
han
parado
Uruguay y Chile).
¾ Alto consumo del energético.
¾ Diversidad de mercados.
¾ Reservas limitadas del hidrocarburo.
OPORTUNIDADES
AMENAZAS
¾ Conflictos actuales de Brasil con Bolivia,
¾ Interconexión Venezuela - Brasil pudiese
pudiesen aumentar el volumen de consumo
desplazar parte del volumen que exportan.
del gas Argentino en Brasil.
Bolivia FORTALEZAS
DEBILIDADES
¾ Reservas considerables.
¾ Altos consumos de hidrocarburos (más
¾ Cercanía con sus principales compradores
alto de la región) y en constante aumento,
Argentina y Brasil.
por lo que requieren fuentes nuevas de suministro.
OPORTUNIDADES
AMENAZAS
¾ Búsqueda de oportunidades de GTL para
¾ Problemas políticos con Brasil y otros
disminuir dependencia de importaciones de
países
crudo.
compradores la búsqueda de nuevas fuentes
¾ Posibilidades de construir una planta de
de suministro.
GNL en Chile o Peru
de
la
zona
han
dado
a
sus
45
Trinidad & Tobago FORTALEZAS
DEBILIDADES
¾ Reservas considerables. ¾ Excelente
infraestructura
¾ Yacimientos de gas natural que deben de
GNL
la
unificarse con Venezuela.
primera de la región. ¾ Único exportador actual de GNL del Continente. ¾ Cartera de clientes diversificada (América, Centro América, Europa y Asia).
OPORTUNIDADES
AMENAZAS
¾ Nuevos negocios en la región (México y
¾ Desarrollo de Venezuela en GNL pudiese
Canadá).
presentar competencia en el mercado.
¾ Diversificación del gas mediante GTL. ¾ Proyectos de interconexión vía gasoducto con
Venezuela,
Dominicana.
Barbados
y
República
46
CAPÍTULO IV DISEÑO DE LA PROPUESTA 1. ESCENARIOS
DE
EXPORTACIÓN
DEL
GAS
NATURAL
DE
VENEZUELA
Analizando los países importadores de gas natural del Continente, los medios para llevar el gas a estos sitios, la cantidad de producción disponible para exportación, así como los países exportadores de gas que pudiesen atacar los mismos
mercados,
se
presentan
las
siguientes
comercialización del hidrocarburo:
¾ Exportación vía GNL a Estados Unidos
¾ Exportación vía GNL a Canadá
¾ Exportación vía GNL a México
¾ Exportación vía GNL a Brasil
¾ Exportación vía GNC a Centro América
¾ Exportación vía Gasoducto a Brasil
¾ Exportación vía Gasoducto a Centro América
propuestas
para
la
47
¾ Exportación vía GTL a Centro América
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL
GAS NATURAL LICUADO (GNL)
BRASIL
MEXICO
ESTADOS UNIDOS
GAS NATURAL COMPRIMIDO
CANADA
CENTRO AMERICA
GAS A LÍQUIDOS (GTL)
CENTRO AMERICA
GASODUCTO
BRASIL
CENTRO AMERICA
FIGURA 20: Propuestas de exportación
2. PREMISAS
Las bases para realizar el análisis de las propuestas se basan en las siguientes premisas:
¾ Volumen disponible de 1.000 MMPCED para los cálculos.
¾ Vida del proyecto de 20 años.
¾ Poder calorífico del gas de 1.010 1BTU/PCE.
¾ No se incluyen costos de instalaciones para poner al gas en especificación, ni costos de producción del gas natural.
48
¾ Costos de operación anual en equipos mayores igual a 25% del costo de inversión.
¾ Costos de tuberías enterradas: información suministrada en material de apoyo curso de Tecnología de Gas en Superficie. (Martínez, 2006).
¾ Costos de tuberías submarinas 20% más al costo de la tubería enterrada.
¾ Costos anuales de mantenimiento de tuberías y plantas compresoras igual a un 25% del costo de la inversión.
¾ Costos de inversión y operación para plantas de GNL tanto licuefacción como regasificación, tomados como el promedio de plantas de similar capacidad según reporte de Simmons y Asociados (Simmons & Company, 2005).
¾ Costos de inversión y operación para barcos de GNL de acuerdo con reporte de Simmons y Asociados (Simmons & Company, 2005).
¾ Costos de inversión de plantas de GTL tomados de valores de acuerdo a material de apoyo curso de Monetización. (González, 2006).
¾ Costos de operación de plantas de GTL estimados en 20 US$/Barril de acuerdo con material de apoyo curso de Monetización. (González, 2006).
¾ Costos de inversión de los barcos para transportar los productos derivados de GTL tomados en Compass Maritime Services (Compass, 2006).
¾ Costos anuales de operación y mantenimiento de barcos para transportar los productos de GTL según información de Hauke (Hauke, 2000).
49
¾ Costos de inversión de barcos de GNC de acuerdo con Economides (Deshpande & Economides, 2004).
¾ Costos anuales de operación y mantenimiento de barcos de GNC se calculan según información de Wagner (Wagner, 2002).
¾ Los precios de las bases lubricantes son según ICIS (Green, 2006).
¾ Los precios de productos derivados del GTL, excepto las bases lubricantes, según precios spot en la costa del Golfo de Estados Unidos tomados de EIA (EIA, 2006h).
¾ La nafta se supone como Heating Oil.
¾ El precio de venta del gas natural se tomó para todos los casos como precio de importación promedio del 2006 para GNL (EIA, 2006e).
¾ El precio del GNL se ajustó por costos de transporte.
¾ En el análisis de sensibilidad de las propuestas de GNL se tomó el precio mas bajo en los años 2005 y 2006. (EIA, 2006i).
¾ En el análisis de sensibilidad de las propuestas de importación a Brasil se tomó un precio de venta de $ 5 USD/mmbtu (Business World News, 2006).
¾ En el análisis de sensibilidad de la propuesta de GTL se tomaron los precios más bajos durante los años 2005 y 2006 para los diferentes productos (EIA, 2006h), a excepción del precio de las bases lubricantes que se redujo en un 23% debido a promedio de variación de los otros productos.
50
¾ En el análisis de sensibilidad de las propuestas de GNC se tomó el precio de venta spot promedio del 2006 en Henry Hub (Nebraska Government, 2006).
¾ La depreciación se toma a 20 años por el método de la “Línea Recta”.
¾ El cálculo de VPN es a una tasa de descuento del 15%.
¾ Las Regalías son el 20% de los ingresos, según Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos.
¾ El Impuesto sobre la Renta es del 34% según la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos.
¾ No se considera la inflación para el análisis económico.
51
CAPÍTULO V VALIDACIÓN DE LA PROPUESTA 1. EXPORTACIÓN DE GAS VÍA GAS NATURAL LICUADO
El mercado actual de GNL está centrado en Asia, siendo este Continente el mayor importador de gas por este medio; se tiene proyectado que para el año 2012 esta situación cambie, teniendo América la mayor proyección de aumento del consumo gracias a las importaciones que se estiman van a realizar Estados Unidos y México; adicionalmente en los últimos años el mercado spot ha crecido de una manera vertiginosa, por lo que de continuar este ritmo en los próximos años, será atractivo colocar volúmenes considerables en dicho mercado. (Martínez, 2006)
El análisis toma como base un volumen de 1.000 MMPCED disponibles para exportación, lo cual equivale a 7 MMTPA, que con un horizonte de proyecto para 20 años, se tienen 7.300.000 MMPCE, y suponiendo factores de recobro de alrededor del 70%, se necesitarían reservas de 11 BPC, las cuales están probadas actualmente en el proyecto Mariscal Sucre.
52
FIGURA 21: Instalaciones existentes y propuestas de GNL en Norte América (CERA, 2006)
2. CASO A: EXPORTACIÓN DE GAS VÍA GNL A ESTADOS UNIDOS
Estados Unidos que para el 2.004 tenía un consumo de 22.430 BPC (EIA, 2006f), es el mercado natural de energéticos de Venezuela. Su principal proveedor de gas natural es Canadá vía gasoductos, lo que abre una oportunidad debido a la declinación de reservas de este país; también reciben gas vía GNL desde Trinidad & Tobago. Se espera que Estados Unidos tenga el mayor crecimiento de consumo de GNL en los próximos años.
Los costos de capital o inversión para una planta que maneja 1.000 MMPCED se suponen en 1.950 MMUSD para la planta de licuefacción, 1.572 MMUSD para el transporte (Barcos) y 877 MMUSD para la regasificación. (Simmons & Company, 2005)
53
FIGURA 22: Suministro de gas vía GNL hacia Estados Unidos (Google Earth, 2006)
La distancia entre Venezuela y la Costa del Golfo de los Estados Unidos es de aproximadamente 2.150 millas náuticas, y tomando como referencia una velocidad de 19 nudos, da 9 días de viaje ida y vuelta; si se supone un tiempo de 2 días para cargar y descargar el producto, el tiempo de despacho completo es de 11 días (Martínez, 2006).
Días de traslado (Martínez, 2006):
Viaje =
Dist 2 x 2150millas = = 226horas = 9días Vel 19nudos
Número de viajes al año (Martínez, 2006):
Año 365 = ≈ 33viajes Viaje 11
54
Capacidad a transportar anual (Martínez, 2006):
Capacidad = 138.000m 3 x33 = 4.455.000 m
3
año
3
1ton m x = 1,9MMTA año 2,3m 3 139,2MMPCED 1,9 MMTAx = 265MMPCED 1MMTA 4.455.000
Número de barcos (Martínez, 2006):
Bar cos =
1.000MMPCED ≈ 4bar cos 265MMPCED
FIGURA 23: Costos de Transporte de GNL (Simmons & Company, 2005)
55
Para poder manejar un negocio de exportación con los Estados Unidos con una planta de GNL que maneja 1.000 MMPCED, se necesitarían por lo menos 4 barcos de 138.000 m3 de capacidad, los cuales van a realizar aproximadamente 33 viajes al año (Martínez, 2006). En cuanto a los costos de operación, para la planta de licuefacción se estiman en 91 MMUSD/año (Simmons & Company, 2005), para la planta de regasificación se estiman en 55 MMUSD/año (Simmons & Company, 2005) y finalmente para el transporte se resta al precio de venta del gas natural; el precio tomado es el de importación de GNL para el año 2005 en Estados Unidos según la EIA 8,26 USD/MPC (EIA, 2006e), a este valor se restan los costos de traslado que son aproximadamente 0,29 USD/MMBTU (Simmons & Company, 2005), lo que equivale aproximadamente a 293 USD/MMPCE, que representa un 14% de los costos de inversión de los barcos, aproximadamente 107 MMUSD/año.
TABLA 11: Resultados exportación vía GNL a Estados Unidos CAPEX PLANTA LICUEFACCION BARCOS PLANTA REGASIFICACION TOTAL INVERSION
1.950,00 760,00 877,00 3.587,00
MMUSD MMUSD MMUSD MMUSD
91,00 106,90 55,00 252,90
MMUSD MMUSD MMUSD MMUSD
8,26
$/MPCE
2.907,96 1.259,69 4.297,82 35,03 119,82 2,85
MMUSD MMUSD MMUSD % % AÑOS
OPEX PLANTA LICUEFACCION BARCOS PLANTA REGASIFICACION TOTAL OPERACION ANUAL PRECIO DE VENTA GAS NATURAL INGRESOS ANUALES POR VENTAS FLUJO DE CAJA ANUAL VALOR PRESENTE NETO TASA INTERNA DE RETORNO VPN / INVERSION PAYBACK
56
3. CASO B: EXPORTACIÓN DE GAS VÍA GNL A CANADÁ
Canadá en la actualidad es un exportador de gas natural vía tuberías a los Estados Unidos, pero en los últimos años sus reservas de este hidrocarburo han comenzado a disminuir por lo que se espera, de no encontrarse nuevas reservas, que en 10 años Canadá no pueda satisfacer ni siquiera su consumo interno; para el año 2004 su consumo estaba en 3.385 BPC (EIA, 2006f).
Para este caso se suponen las mismas premisas que para Estados Unidos a diferencia de que los costos de traslado son mayores debido a la distancia, entre Venezuela y Canadá hay aproximadamente 2.600 millas náuticas, por lo que el viaje completo sería de 5.200 millas náuticas, dando como resultado un trayecto ida y vuelta de 14 días a la costa de Québec y necesitándose 5 barcos para suministrar el volumen, suponiendo un costo de traslado 0,37 USD/MMbtu (Simmons & Company, 2005), tenemos unos costos de traslado de aproximadamente de 374 USD/MMPCE, lo cual equivale a un costo de operación anual aproximado de 136 MMUSD.
FIGURA 24: Terminales de GNL en Canadá (Natural Resources Canada, 2006)
57
TABLA 12: Resultados exportación vía GNL a Canadá CAPEX PLANTA LICUEFACCION BARCOS PLANTA REGASIFICACION TOTAL INVERSION
1.950,00 950,00 877,00 3.777,00
MMUSD MMUSD MMUSD MMUSD
91,00 136,40 55,00 282,40
MMUSD MMUSD MMUSD MMUSD
8,26
$/MPCE
2.878,39 1.234,58 3.950,64 32,57 104,60 3,06
MMUSD MMUSD MMUSD % % AÑOS
OPEX PLANTA LICUEFACCION BARCOS PLANTA REGASIFICACION TOTAL OPERACION ANUAL PRECIO DE VENTA GAS NATURAL INGRESOS ANUALES POR VENTAS FLUJO DE CAJA ANUAL VALOR PRESENTE NETO TASA INTERNA DE RETORNO VPN / INVERSION PAYBACK
4. CASO C: EXPORTACIÓN DE GAS VÍA GNL A MÉXICO
La producción de gas natural en México en sus últimos años no ha podido dar alcance al consumo, por esto en el 2004 tuvo que importar 770 MMPCED desde Estados Unidos.
Actualmente existen dos terminales de regasificación en construcción uno en la costa oeste y el otro en la costa este, y adicionalmente hay otros cuatro en proyecto (EIA, 2006g).
El consumo de México para el 2004 estuvo en 1.782 BPC (EIA, 2006f).
58
Ensenada
Líneas Existentes Líneas Posibles
Topolobambo Altamira Manzanillo Lázaro Cárdenas
FIGURA 25: Terminales de GNL en México (Calderón, 2003)
Para este caso se consideran las mismas premisas que para Estados Unidos; entre Venezuela y la costa este de México hay aproximadamente 2.300 millas náuticas, por lo que el viaje ida y vuelta se haría en 12 días, asumiendo un costo de 0,32 USD/MMbtu (Simmons & Company, 2005), se tienen unos costos de traslado de aproximadamente de 323 USD/MMPCE, lo cual equivale a un costo anual de operación de aproximadamente 118 MMUSD.
59
TABLA 13: Resultados exportación vía GNL a México CAPEX PLANTA LICUEFACCION BARCOS PLANTA REGASIFICACION TOTAL INVERSION
1.950,00 760,00 877,00 3.587,00
MMUSD MMUSD MMUSD MMUSD
PLANTA LICUEFACCION BARCOS PLANTA REGASIFICACION TOTAL OPERACION ANUAL
91,00 117,96 55,00 263,96
MMUSD MMUSD MMUSD MMUSD
8,26
$/MPCE
2.897,01 1.253,91 4.261,63 34,87 118,81 2,86
MMUSD MMUSD MMUSD % % AÑOS
OPEX
PRECIO DE VENTA GAS NATURAL INGRESOS ANUALES POR VENTAS FLUJO DE CAJA ANUAL VALOR PRESENTE NETO TASA INTERNA DE RETORNO VPN / INVERSION PAYBACK
5. CASO D: EXPORTACIÓN DE GAS VÍA GNL A BRASIL
El consumo de gas natural en Brasil para el año 2.004 estuvo en 610 BPC, del cual importa vía gasoducto el 44% de este consumo, 269 BPC (EIA, 2006f); sus principales proveedores son Bolivia y Argentina, pero recientes problemas políticos con Bolivia, debido a no respetar los acuerdos de precios del gas natural entre estos dos paises, han hecho que Brasil busque nuevas alternativas para el suministro del hidrocarburo, como lo son los proyectos para la construcción de 2 ó 3 terminales de regasificación de GNL (Gas & Oil Connections, 2006).
Para este caso los costos de capital o inversión para el transporte (barcos) disminuyen con respecto a los tres casos anteriores, ya que la distancia es menor y se puede atender con solamente 3 barcos; la distancia entre Venezuela y Fortaleza (punto más cercano de gasoducto en Brasil) es de
60
1.700 millas náuticas aproximadamente, el trayecto se realiza en 9 días, suponiendo un costo de 0,20 USD/MMbtu (Simmons & Company, 2005), tenemos unos costos de traslado de aproximadamente de 202 USD/MMbtu, los cual equivale a un costo anual aproximado de 74 MMUSD.
TABLA 14: Resultados exportación vía GNL a Brasil (Fortaleza) CAPEX PLANTA LICUEFACCION BARCOS PLANTA REGASIFICACION TOTAL INVERSION
1.950,00 570,00 877,00 3.397,00
MMUSD MMUSD MMUSD MMUSD
PLANTA LICUEFACCION BARCOS PLANTA REGASIFICACION TOTAL OPERACION ANUAL
91,00 73,73 55,00 219,73
MMUSD MMUSD MMUSD MMUSD
8,26
$/MPCE
2.941,17 1.286,73 4.657,06 37,82 137,09 2,64
MMUSD MMUSD MMUSD % % AÑOS
OPEX
PRECIO VENTA GAS NATURAL INGRESOS ANUALES POR VENTAS FLUJO DE CAJA ANUAL VALOR PRESENTE NETO TASA INTERNA DE RETORNO VPN / INVERSION PAYBACK
Ahora bien si el gas se debe llevar hasta Sao Mateo (segundo punto más cercano a la costa donde hay un gasoducto) la distancia aumenta hasta 3.360 millas náuticas aproximadamente, por lo que el trayecto sería de 16 días, cada barco podría realizar solamente 22 viajes al año, debido a todo esto se tendría que aumentar el número de barcos a 5 para poder manejar los 1.000 MMPCED; adicionalmente el costo de transporte estaría en 0,42 USD/MMBTU (Simmons & Company, 2205), lo que equivaldría a un costo anual de operación de 184 MMUSD.
61
FIGURA 26: Gasoductos en América del Sur (Mares, 2004)
TABLA 15: Resultados exportación vía GNL a Brasil (Sao Mateo) CAPEX PLANTA LICUEFACCION BARCOS PLANTA REGASIFICACION TOTAL INVERSION
1.950,00 950,00 877,00 3.777,00
MMUSD MMUSD MMUSD MMUSD
PLANTA LICUEFACCION BARCOS PLANTA REGASIFICACION TOTAL OPERACION ANUAL
91,00 154,83 55,00 300,83
MMUSD MMUSD MMUSD MMUSD
8,26
$/MPCE
2.860,14 1.224,94 3.890,33 32,31 103,00 3,08
MMUSD MMUSD MMUSD % % AÑOS
OPEX
PRECIO VENTA GAS NATURAL INGRESOS ANUALES POR VENTAS FLUJO DE CAJA ANUAL VALOR PRESENTE NETO TASA INTERNA DE RETORNO VPN / INVERSION PAYBACK
62
6. EXPORTACIÓN DE GAS VÍA GAS NATURAL COMPRIMIDO
El Gas Natural Comprimido (GNC) como medio de transporte esta ideado para colocar volúmenes pequeños en distancias relativamente cortas, para así poder producir reservas modestas donde las economías del proyecto no ameritan el uso de gasoductos o gas natural licuado (Wagner, 2002). Sin embargo hoy en día la tecnología esta apuntando a barcos de mayor capacidad lo que le daría un mayor rango de operación a este sistema de transporte.
7. CASO E: EXPORTACIÓN DE GAS VÍA GNC A CENTRO AMÉRICA
En Centro América y el Caribe en la actualidad solo hay dos consumidores notables de gas natural, que son Puerto Rico (24 BPC, lo que equivale a 65 MMPCED) y República Dominicana (5 BPC, lo que equivale a 13 MMPCED) (EIA, 2006f); otros países como Panamá han mostrado interés en diversificar su matriz energética y añadir al gas natural como fuente de energía. Estos consumos tan bajos no podrían manejar el volumen propuesto para exportación, por lo que para el estudio se va a adicionar llevar el gas hasta la costa de Miami en los Estados Unidos.
En la actualidad se cree que el GNC es viable para consumos pequeños y distancias entre 800 y 3.200 Km. (Wagner, 2002), como es el caso de estos países en Centro América y el Caribe. Debido a esto, para este caso de estudio propuesto se presentan tres opciones: una exportando todo el volumen haciendo paradas en Puerto Rico, Republica Dominicana y finalmente la costa de Miami en EEUU; para la segunda opción solo se transporta la mitad del volumen disponible para llevarlo a Puerto Rico, República Dominicana y Panamá; y finalmente un volumen de 300 MMPCED para llevarlo solamente a Puerto Rico y Republica Dominicana.
63
Los costos de inversión para compresión se estiman en 900 MMUSD (Martinez, 2006) y los costos de operación anual de estos equipos en aproximadamente 303 MMUSD (Wagner, 2002).
Los barcos varían entre 300 MMPCE y 2.000 MMPCE como es el caso del Votrans fabricado por Enersea (Wagner, 2002), para este estudio se supondrá el uso de barcos Coselle de 330 MMPCE con un costo aproximado de 110 MMUSD por barco (Wagner, 2002), mientras que los costos de operación anuales del transporte se estimó aproximadamente en 276 MMUSD (0,75 USD/MMBTU) (Wagner, 2002). Para el primer caso se tiene una distancia aproximada de 2.050 millas náuticas, tomando en consideración que los barcos navegan a una velocidad de 15,5 nudos (Wagner, 2002), tenemos que el viaje ida y vuelta más paradas para carga y descarga es aproximadamente de 13 días (Martínez, 2006), por lo que se necesitarán 36 barcos para asegurar un flujo continuo de gas natural.
TABLA 16: Resultados exportación vía GNC a Puerto Rico / Republica Dominicana / Miami CAPEX PLANTA COMPRESORA BARCOS TOTAL INVERSION
900,00 3.960,00 4.860,00
MMUSD MMUSD MMUSD
PLANTA COMPRESORA BARCOS TOTAL OPERACION ANUAL
303,30 276,49 579,79
MMUSD MMUSD MMUSD
8,26
$/MPCE
3.014,90 966,21 1.187,81 19,30 24,44 5,03
MMUSD MMUSD MMUSD % % AÑOS
OPEX
PRECIO DE VENTA GAS NATURAL INGRESOS ANUALES POR VENTAS FLUJO DE CAJA ANUAL VALOR PRESENTE NETO TASA INTERNA DE RETORNO VPN / INVERSION PAYBACK
64
Para el segundo caso se considera una distancia aproximada de 1.750 millas náuticas, se tiene que el viaje ida y vuelta más paradas para descarga es aproximadamente de 12 días (Martínez, 2006), por lo que se necesitarán 22 barcos para asegurar un flujo continuo de gas natural de 500 MMPCED.
Los costos de operación de los compresores se estiman en 160 MMUSD/año (Wagner, 2002), mientras que la inversión es de 450 MMUSD en equipos de compresión (Martínez, 2006), los costos de operación anual del transporte se estimó en aproximadamente 173 MMUSD (0,94 USD/MMBTU) (Wagner, 2002).
TABLA 17: Resultados exportación vía GNC a Puerto Rico / Republica Dominicana / Panamá CAPEX PLANTA COMPRESORA BARCOS TOTAL INVERSION
450,00 2.420,00 2.870,00
MMUSD MMUSD MMUSD
PLANTA COMPRESORA BARCOS TOTAL OPERACION ANUAL
152,00 173,27 325,27
MMUSD MMUSD MMUSD
8,26
$/MPCE
1.507,45 437,76 -129,93 14,18 -4,53 6,56
MMUSD MMUSD MMUSD % % AÑOS
OPEX
PRECIO DE VENTA GAS NATURAL INGRESOS ANUALES POR VENTAS FLUJO DE CAJA ANUAL VALOR PRESENTE NETO TASA INTERNA DE RETORNO VPN / INVERSION PAYBACK
Para el tercer caso se tiene una distancia aproximada de 860 millas náuticas, por lo que se requieren 7 días para el viaje ida y vuelta más paradas para descarga (Martínez, 2006), por lo que se necesitarán 6 barcos para asegurar un flujo continuo de gas natural de 300 MMPCED.
65
TABLA 18: Resultados exportación vía GNC a Puerto Rico / Republica Dominicana CAPEX PLANTA COMPRESORA BARCOS TOTAL INVERSION
300,00 660,00 960,00
MMUSD MMUSD MMUSD
PLANTA COMPRESORA BARCOS TOTAL OPERACION ANUAL
102,00 122,76 224,76
MMUSD MMUSD MMUSD
8,26
$/MPCE
904,47 281,22 800,24 29,12 83,36 3,41
MMUSD MMUSD MMUSD % % AÑOS
OPEX
PRECIO DE VENTA GAS NATURAL INGRESOS ANUALES POR VENTAS FLUJO DE CAJA ANUAL VALOR PRESENTE NETO TASA INTERNA DE RETORNO VPN / INVERSION PAYBACK
Los costos de operación de los compresores se estiman en 102 MMUSD/año (Wagner, 2002), mientras que la inversión es de 300 MMUSD en equipos de compresión (Martínez, 2006), los costos de operación anual del transporte se estimó en aproximadamente 123 MMUSD (1,11 USD/MMBTU) (Wagner, 2002).
8. EXPORTACIÓN DE GAS VÍA GASODUCTOS
El mercado actual de gasoductos en el continente esta dominado en el norte por Canadá y EEUU, mientras que en el sur por Argentina y Bolivia; siendo estos los países con mayores exportaciones por esta vía. En la actualidad este es el medio de transporte más utilizado, se espera que el mayor crecimiento en el uso de gasoductos se presente en el continente Europeo; en América se espera un crecimiento significativo, pero no tan grande como el del gas natural licuado (ExxoMobil, 2006b).
66
9. CASO F: EXPORTACIÓN DE GAS VÍA GASODUCTO A BRASIL
Otra alternativa para que el gas natural Venezolano llegue a Brasil es con una interconexión vía gasoducto; esta propuesta está siendo evaluada actualmente por el Estado Venezolano, siendo su mayor impacto el ambiental, ya que la tubería tiene que cruzar la Gran Sabana, el Amazonas y otras zonas protegidas ambientalmente.
Para este estudio, a diferencia del proyecto que está estudiando el Estado Venezolano, se tomará una primera ruta para unir Puerto Ordaz con Santa Elena de Uairen suponiendo que Brasil se encargará de construir el gasoducto desde este punto fronterizo con su red de gasoductos. Adicionalmente se calculará una segunda ruta llegando hasta Fortaleza (Brasil) para tener una mejor comparación con la propuesta de llevar GNL a este mismo punto.
FIGURA 27: Gasoducto al Sur (Soberanía, 2006)
67
Para la primera propuesta la distancia entre Puerto Ordaz y Santa Elena de Uairen en línea recta es aproximadamente de 456 Km. por lo que para la ruta total se supondrá un 20% más de distancia (550 Km.).
Se considera que la tubería va a tener un diámetro de 36 pulgadas y simulando por medio de las ecuaciones de flujo Weymouth, Panhandle A y Panhandle B se calcula la caída de presión para diferentes distancias, para así determinar la distancia a la que deben ser colocadas las plantas compresoras y la cantidad de éstas (Martínez, 2004).
TABLA 19: Presiones finales para distintas longitudes en tubería de 36 pulgadas Longitud (millas)
100
120
130
150
Weymouth (PSI)
794
684
622
475
Panhandle A (PSI)
946
886
855
789
Panhandle B (PSI)
907
836
798
716
Tomando como referencia la ecuación de Panhandle B, la cual es la más usada para largas líneas de transmisión (Martínez, 2004), y como límite una presión de 800 psig para necesitar la estación de compresión, resulta que se debe
colocar
plantas
compresoras
cada
210
Km.
(130
millas)
aproximadamente, por lo que para este planteamiento se necesitarán dos plantas compresoras en el recorrido y así mantener presión adecuada durante todo el recorrido.
El costo de la instalación de la tubería de 36 pulgadas se estimó en 1.800 USD/m (Martínez, 2006), por lo que para la distancia de 550 Km. se tiene un costo aproximado de 990 MMUSD, mientras que los costos de las plantas de compresión se estiman en 1.800 MMUSD (Martínez, 2006); los costos anuales de operación tanto de la tubería como de las plantas compresoras se estimaron en un 25% del costo de inversión.
68
TABLA 20: Resultados exportación vía Gasoducto a Brasil (Santa Elena de Uairen) CAPEX TUBERÍA PLANTA COMPRESORA TOTAL INVERSION
990,00 1.800,00 2.790,00
MMUSD MMUSD MMUSD
TOTAL OPERACION ANUAL
247,50 450,00 697,50
MMUSD MMUSD MMUSD
8,26
$/MPCE
3.014,90 992,02 3.419,36 35,47 122,56 2,81
MMUSD MMUSD MMUSD % % AÑOS
OPEX TUBERÍA PLANTA COMPRESORA
PRECIO VENTA GAS NATURAL INGRESOS ANUALES POR VENTAS FLUJO DE CAJA ANUAL VALOR PRESENTE NETO TASA INTERNA DE RETORNO VPN / INVERSION PAYBACK
Para la segunda propuesta la ruta va desde Puerto Ordaz hasta Santa Elena de Uairen; una vez en Brasil la tubería sigue hasta Manao y de ahí parte hacia Fortaleza, la distancia aproximada es de 3.690 Km. por lo que para la ruta total se asumirá un 20% más de distancia (4.430 Km.).
Tomando en consideración la tubería del mismo diámetro (36 pulgadas) y considerando que se aumenta la relación de compresión de los equipos por lo que se manejan diferenciales de presión más altos, por lo que se pondrán plantas compresoras cada 250 Km., en este trayecto se tendrán que instalar 17 plantas compresoras aproximadamente.
El costo de la instalación de la tubería de 36 pulgadas se estimó en 1.800 USD/m (Martínez, 2006), por lo que para la distancia de 4.430 Km. se tiene un costo aproximado de 7.974 MMUSD, mientras que los costos de las plantas de compresión se estiman en 15.300 MMUSD (Martínez, 2006); los costos anuales de operación tanto de la tubería como de las plantas compresoras se estimaron en un 25% del costo de inversión.
69
TABLA 21: Resultados exportación vía Gasoducto a Brasil (Fortaleza) CAPEX TUBERÍA PLANTA COMPRESORA TOTAL INVERSION
7.974,00 15.300,00 23.274,00
MMUSD MMUSD MMUSD
TOTAL OPERACION ANUAL
1.993,50 3.825,00 5.818,50
MMUSD MMUSD MMUSD
8,26
$/MPCE
3.014,90 -3.412,04 -44.631,11
MMUSD MMUSD MMUSD
OPEX TUBERÍA PLANTA COMPRESORA
PRECIO VENTA GAS NATURAL INGRESOS ANUALES POR VENTAS FLUJO DE CAJA ANUAL VALOR PRESENTE NETO TASA INTERNA DE RETORNO VPN / INVERSION PAYBACK
10. CASO G: EXPORTACIÓN DE GAS VÍA GASODUCTO AL CARIBE
Otra alternativa para que el gas natural Venezolano llegue a las islas del Caribe es mediante la construcción de un gasoducto desde Venezuela hasta Cuba que vaya pasando por todas las islas Caribeñas.
FIGURA 28: Gasoducto Transcaribeño (PDVSA, 2005b)
70
La ruta del gasoducto a estudiar parte desde Güiria pasando por Trinidad y Tobago, Barbados, Santa Lucia, Martinica, Dominica, Guadalupe, Montserrat, San Cristóbal, San Martín, Islas Vírgenes, Puerto Rico, Republica Dominicana, Haití y Cuba. La distancia total aproximada de la tubería estaría por los 3.250 Km. considerando el mismo diámetro de tubería (36 pulgadas) y que cada 250 Km. se debe colocar una planta compresora, para esto se necesitan 13 estaciones de compresión de gas.
El costo de la instalación de la tubería de 36 pulgadas se estimo en 2.160 USD/m un 20% más debido a que la tubería es costa afuera (“offshore”), por lo que para la distancia de 3.250 Km. se tiene un costo aproximado de 7.020 MMUSD, mientras que los costos de las plantas de compresión se estiman en 11.700 MMUSD (Martínez, 2006); los costos anuales de operación tanto de la tubería como de las plantas compresoras se estimaron en un 25% del costo de inversión.
TABLA 22: Resultados exportación vía Gasoducto al Caribe (Cuba) CAPEX TUBERÍA PLANTA COMPRESORA TOTAL INVERSION
7.020,00 11.700,00 18.720,00
MMUSD MMUSD MMUSD
TOTAL OPERACION ANUAL
1.755,00 2.925,00 4.680,00
MMUSD MMUSD MMUSD
8,26
$/MPCE
3.014,90 -2.432,93 -33.948,53
MMUSD MMUSD MMUSD
OPEX TUBERÍA PLANTA COMPRESORA
PRECIO VENTA GAS NATURAL INGRESOS ANUALES POR VENTAS FLUJO DE CAJA ANUAL VALOR PRESENTE NETO TASA INTERNA DE RETORNO VPN / INVERSION PAYBACK
71
FIGURA 29: Ruta gasoducto al Caribe llegando hasta Santo Domingo (República Dominicana) (Google Earth, 2006)
Si tomamos la misma ruta pero solamente llegando hasta Republica Dominicana (Santo Domingo), la distancia total aproximada de la tubería se reduce hasta los 1.840 Km. aproximadamente, considerando el mismo diámetro de tubería (36 pulgadas) y que cada 250 Km. se debe colocar una planta compresora, se tiene que se necesitan 6 estaciones de compresión de gas.
El costo de la instalación de la tubería de 36 pulgadas se estimó en 2.160 USD/m un 20% más debido a que la tubería es offshore, por lo que para la distancia de 1.840 Km. tenemos un costo aproximado de 3.974 MMUSD, mientras que los costos de las plantas de compresión se estiman en 5.400 MMUSD (Martínez, 2006); los costos anuales de operación tanto de la tubería como de las plantas compresoras se estimaron en un 25% del costo de inversión.
72
TABLA 23: Resultados exportación vía Gasoducto al Caribe (República Dominicana) CAPEX TUBERÍA PLANTA COMPRESORA TOTAL INVERSION
3.974,40 5.400,00 9.374,40
MMUSD MMUSD MMUSD
TOTAL OPERACION ANUAL
993,60 1.350,00 2.343,60
MMUSD MMUSD MMUSD
8,26
$/MPCE
3.014,90 -423,63 -12.026,03
MMUSD MMUSD MMUSD
OPEX TUBERÍA PLANTA COMPRESORA
PRECIO VENTA GAS NATURAL INGRESOS ANUALES POR VENTAS FLUJO DE CAJA ANUAL VALOR PRESENTE NETO TASA INTERNA DE RETORNO VPN / INVERSION PAYBACK
11. EXPORTACIÓN DE GAS VÍA CONVERSIÓN DE GAS A LÍQUIDOS
Finalmente otra alternativa para que el gas natural Venezolano llegue a otros países es mediante la exportación del gas transformado en líquidos de mayor valor comercial mediante la tecnología gas a líquidos (GTL); de esta forma se puede comercializar derivados como gasolina, diesel, bases lubricantes, etc.
12. CASO H: EXPORTACIÓN DE GAS VÍA GTL AL CARIBE
Se estima que la planta produzca 100 Mbbld, manejando los 1.000 MMPCED (González, 2006), asumiendo una planta sin craqueo catalítico fluidizado (hidrocraquer), el patrón de productos que se manejan son un 2% de GLP (2.000 bbld) como propano, un 18% de nafta (18.000 bbld), un 50% de diesel (50.000 bbld) y un 30% de bases lubricantes (30.000 bbld) (Rahmim, 2005).
73
FIGURA 30: Comercialización de GTL al Caribe (Google Earth, 2006)
Para la comercialización de GLP se estima una producción mensual de aproximadamente 9.500 m3 (60.000 bbl), usando un tanquero gasífero con capacidad de 16.650 m3, se necesitará solamente un barco para transportar estos volúmenes (Shipping information and Solent Ports, 2006). Con respecto a los tanqueros para diversos productos, se estima una producción mensual de 2,8 MMbbls, usando tanqueros del tipo Aframax de 105.000 DWT (deadweight) estos cargan hasta 840.000 bbl, por lo que con 2 barcos que realicen 2 viajes al mes se puede distribuir estos volúmenes, haciendo viajes promedio de 15 días (Globalsecurity, 2006).
Los costos de inversión de la planta se estiman en 25.000 USD/BPD, por lo que para los 100 MBPD tenemos una inversión de 2.500 MMUSD (González, 2006), mientras que los costos de operación están en 20 USD/bbld (González, 2006). El costo de los tanqueros (productero y gasero GLP), se estima para el caso del tanquero de productos en el uso de un barco del tipo Aframax con un
74
costo de 64 MMUSD por barco (Compass, 2006), mientras que el gasero de GLP se puede referenciar su precio con un tanquero de productos de 47.000 DWT con un costo de 46 MMUSD por barco (Compass, 2006); los costos de operación para estos son de $ 5.000 USD/día para el barco de GLP y de 6.000 USD/día para el tanquero (Hauke, 2000), estos costos fueron verificados debido a la fecha del artículo y se encontró que para un Aframax en el 2006 los gastos directos diarios son de 5.493 USD (Yahoo Finance, 2006).
TABLA 24: Resultados exportación vía GTL al Caribe (República Dominicana) CAPEX PLANTA GTL BARCOS TOTAL INVERSION
2.500,00 174,00 2.674,00
MMUSD MMUSD MMUSD
TOTAL OPERACION
730,00 6,21 736,21
MMUSD MMUSD MMUSD
91,41 162,47 168,58 383,00
c/gal c/gal c/gal c/gal
OPEX PLANTA GTL BARCOS
PRECIO DE VENTA GLP PRECIO DE VENTA NAFTA PRECIO DE VENTA DIESEL PRECIO DE VENTA BASES LUBRICANTES INGRESOS ANUALES POR VENTAS FLUJO DE CAJA ANUAL VALOR PRESENTE NETO TASA INTERNA DE RETORNO VPN / INVERSION PAYBACK
3.529,93 1.244,21 5.113,90 46,51 191,25 2,15
MMUSD MMUSD MMUSD % % AÑOS
13. COMPARACIÓN ENTRE LAS PROPUESTAS
A continuación se presenta una tabla comparativa de todas las propuestas estudiadas.
75
TABLA 25: Cuadro comparativo de resultados de las propuestas de comercialización INVERSION (MMUSD)
GASTOS OPERACIÓN ANUALES (MMUSD)
INGRESOS ANUALES (MMUSD)
GNL USA
3.587,00
252,90
2.907,96
1.259,69
4.297,82
35,03
119,82
GNL CANADA
3.777,00
282,40
2.878,39
1.234,58
3.950,64
32,57
104,60
GNL MEXICO GNL BRASIL (FORTALEZA) GNL BRASIL (SAO MATEO) GNC MIAMI
3.587,00
267,13
2.897,01
1.253,91
4.261,63
34,87
118,81
3.397,00
222,90
2.941,17
1.286,73
4.657,06
37,82
137,09
3.777,00
304,00
2.860,14
1.224,94
3.890,33
32,31
103,00
4.860,00
579,79
3.014,90
966,21
1.187,81
19,30
24,44
GNC PANAMA
2.870,00
325,27
1.507,45
437,76
-129,93
14,18
-4,53
960,00
224,76
904,47
281,22
800,24
29,12
83,36
2.790,00
697,50
3.014,90
992,02
3.419,36
35,47
122,56
23.274,00
5.818,50
3.014,90
-3.412,04
-44.631,11
-191,76
18.720,00
4.680,00
3.014,90
-2.432,93
-33.948,53
-181,35
9.374,40
2.343,60
3.014,90
-423,63
-12.026,03
-128,29
2.674,00
736,21
3.529,93
1.244,21
5.113,90
CATEGORIA
GNC DOMINICANA GASODUCTO BRASIL (UAIREN) GASODUCTO BRASIL (FORTALEZA) GASODUCTO TRANSCARIBEÑO (CUBA) GASODUCTO TRANSCARIBEÑO (DOMINICANA) GTL CARIBE
FLUJO DE CAJA ANUAL (MMUSD)
VPN (MMUSD)
TIR (%)
46,51
VPN / INV (%)
191,25
14. PORTAFOLIO DE COMERCIALIZACIÓN
Al analizar los resultados obtenidos se observa como la mejor alternativa para comercializar el gas natural es mediante el desarrollo de un proyecto Gas a Líquidos (GTL); esta alternativa genera el mejor retorno contra la inversión estimada, observando además que es el proyecto que mayores ingresos genera y la inversión está entre las mayores al compararlo con los otros proyectos, pero hay que tener cierto cuidado con los gastos operacionales (OPEX), los cuales son uno de los mayores para los proyectos viables económicamente, por lo que cualquier variación en estos costos pudiesen afectar la economía del proyecto.
Sin embargo no hay que dejar de lado la comercialización mediante la tecnología de Gas Natural Licuado (GNL), el análisis de opciones con esta
76
tecnología es atractivo y los retornos son casi tan altos como la comercialización con GTL, por lo que cambios o ajustes más precisos en estos números pudiesen colocar a esta vía de comercialización como la más adecuada para nuestro país.
15. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD
A
continuación
se
plantean
diferentes
escenarios
para
analizar
el
comportamiento de los proyectos al variar alguna de las variables determinadas.
¾ Escenario para las propuestas de GNL tomando el precio de venta más bajo (6,02 USD/MPC) durante los años 2005 y 2006 (EIA, 2006i)
TABLA 26: Cuadro de sensibilidad de las propuestas de comercialización con GNL INVERSION (MMUSD)
GASTOS OPERACION ANUALES (MMUSD)
INGRESOS ANUALES (MMUSD)
GNL USA
3.587,00
252,90
2.090,36
828,00
1.595,71
22,70
44,49
GNL CANADA
3.777,00
282,40
2.060,79
802,89
1.248,54
20,77
33,06
GNL MEXICO GNL BRASIL (FORTALEZA) GNL BRASIL (SAO MATEO)
3.587,00
263,96
2.079,41
822,22
1.559,52
22,53
43,48
3.397,00
219,73
2.123,57
855,03
1.954,95
24,87
57,55
3.777,00
300,83
2.042,54
793,25
1.188,22
20,50
31,46
CATEGORIA
FLUJO DE CAJA ANUAL (MMUSD)
VPN (MMUSD)
TIR (%)
VPN / INV (%)
¾ Escenario para las propuestas de exportación a Brasil tomando el precio de venta actual (5 USD/MMBTU) que pagan por gas boliviano (Business World News, 2006), no se incluyó la propuesta de gasoducto hasta la ciudad de Fortaleza ya que no dio viable con un precio de venta mayor.
77
TABLA 27: Cuadro de sensibilidad de las propuestas de comercialización con Brasil CATEGORIA
GNL BRASIL (FORTALEZA) GNL BRASIL (SAO MATEO) GASODUCTO BRASIL (UAIREN)
INVERSION (MMUSD)
GASTOS OPERACION ANUALES (MMUSD)
INGRESOS ANUALES (MMUSD)
FLUJO DE CAJA ANUAL (MMUSD)
3.397,00
219,73
1.769,52
668,10
784,84
19,07
23,10
3.777,00
300,83
1.688,49
606,31
18,11
15,09
0,48
2.790,00
697,50
1.843,25
373,39
-452,85
11,99
-16,23
VPN (MMUSD)
TIR (%)
VPN / INV (%)
¾ Escenario para las propuestas de exportación mediante GNC tomando el precio de venta como el promedio del 2006 (6,80 USD/MMBTU) en Henry Hub (Nebraska Government, 2006).
TABLA 28: Cuadro de sensibilidad de las propuestas de comercialización con GNC CATEGORIA
GNC MIAMI GNC DOMINICANA
INVERSION (MMUSD)
GASTOS OPERACION ANUALES (MMUSD)
INGRESOS ANUALES (MMUSD)
FLUJO DE CAJA ANUALES (MMUSD)
4.860,00
579,79
2.241,47
557,83
-1.368,33
9,66
-28,16
960,00
224,76
672,44
158,71
33,39
15,63
3,48
VPN (MMUSD)
TIR (%)
VPN / INV (%)
¾ Escenario para las propuestas de exportación mediante GTL tomando el precio de venta menor durante el período 2005 y 2006 para los diferentes productos (GLP 0,737 USD/gal / Nafta 1,267 USD/gal / Diesel 1,281 USD/gal / Bases Lubricantes 2,949 USD/gal) en Costa del Golfo de Estados Unidos (EIA, 2006h).
TABLA 29: Cuadro de sensibilidad de las propuestas de comercialización con GTL CATEGORIA
GTL CARIBE
INVERSION (MMUSD)
GASTOS OPERACION ANUALES (MMUSD)
INGRESOS ANUALES (MMUSD)
2.674,00
736,21
2.711,08
FLUJO DE CAJA ANUAL (MMUSD) 811,86
VPN (MMUSD)
2.407,68
TIR (%)
30,21
VPN / INV (%)
90,04
78
FASE DE EVALUACIÓN Capítulo VI: Evaluación del Proyecto Capítulo VII: Conclusiones y Recomendaciones
79
CAPÍTULO VI EVALUACIÓN DEL PROYECTO Como se señaló en el Proyecto del Trabajo Especial de Grado, en el apartado referido a la Metodología, el sexto proceso a desarrollar es la evaluación del Proyecto. En las páginas siguientes se expone la evaluación realizada.
1. RESULTADOS RELEVANTES
Con las cifras encontradas y analizadas se determinó una matriz económica para la evaluación de la mejor alternativa de comercialización del gas natural venezolano, logrando unos resultados de acuerdo con lo esperado.
2. COMPARACIÓN ENTRE LO PLANIFICADO Y LO EJECUTADO
Comparando la metodología planificada contra la ejecutada, se encuentra que se cumplió a cabalidad realizando el marco conceptual con toda la información de proyecciones mundiales de crecimiento del gas natural, analizando las distintas formas de monetización y evaluando los competidores de Venezuela como país exportador del hidrocarburo. Se realizó también el análisis de la situación tanto interno como externo, se evaluaron las diferentes alternativas de monetización y finalmente se recomendó el mejor portafolio de exportación.
80
3. REVISIÓN SOBRE EL CRONOGRAMA
Revisando sobre el cronograma se observa un desfase de una semana, ya que no se pudo arrancar en paralelo el diagnóstico de la situación con las alternativas de monetización, debido a que cierta información para la segunda actividad dependía directamente de la primera, por lo que todo el trabajo se entregó con una semana de atraso, entregando la primera versión del informe final el día 22 de Diciembre de 2006.
TABLA 30: Cronograma real de actividades
Actividad Marco Conceptual. Diagnóstico de la Situación. Alternativas de Monetización. Portafolio de Comercialización. Elaboración de Recomendaciones.
Conclusiones
Entrega del Informe Final 1ra Versión
y
Tiempo Estimado
Fecha de Culminación
1 mes 2 meses
Septiembre 15, 2006 Octubre 10, 2006
2,5 meses 1 mes
Octubre 27, 2006 Noviembre 30, 2006
0,5 meses
Diciembre 15, 2006
0.5 meses
Diciembre 22, 2006
4. LOGRO DE LOS OBJETIVOS PLANTEADOS EN LA PROPUESTA DE ESTUDIO
Revisando el informe de trabajo de grado, se encuentra que se cumplieron a cabalidad todos los objetivos planteados, se determinaron las variables relevantes del mercado energético en el Continente Americano, se constituyó un modelo económico de las diferentes alternativas de exportación de gas propuestas, se determinó y evaluó los principales países competidores de Venezuela en exportación de gas natural y finalmente se propuso un portafolio de comercialización.
81
CAPÍTULO VII CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Como cierre del presente Trabajo Especial de Grado en las páginas siguientes se exponen las conclusiones y recomendaciones.
1. CONCLUSIONES
¾ Las mejores opciones de monetización del gas natural desde el punto de vista técnico y comercial, para los volúmenes propuestos en este trabajo son por medio de la conversión de gas a líquidos (GTL) y el Gas Natural Licuado (GNL).
¾ Los principales competidores de Venezuela en el continente son Trinidad y Tobago, Argentina y Bolivia.
¾ La opción de Gas Natural Comprimido es viable para volúmenes pequeños y distancias que no sobrepasen aproximadamente los 2.000 Km., de lo contrario la inversión en barcos es muy grande y esto afecta la rentabilidad del negocio.
¾ Las opciones de gasoductos se demostró que son viables económicamente para distancias cortas, no así los proyectos de construcción de gasoductos de gran longitud, los cuales no son rentables por los altos costos de instalación y mantenimiento.
82
¾ Los proyectos viables con mayor inversión son los de Gas Natural Licuado y GTL.
¾ Los proyectos de los mega gasoductos son los de mayor inversión, hasta siete u ocho veces más que los proyectos de Gas Natural Licuado.
¾ Los costos de operación más altos son aquellos correspondientes a los proyectos de gasoductos de gran longitud.
¾ La comparación directa de llevar el gas natural hasta la ciudad de Fortaleza en Brasil, demostró que es solamente viable económicamente usando Gas Natural Licuado.
¾ La mejor opción de exportación de GNL es a Brasil, llegando hasta la ciudad de Fortaleza, esto tomando el precio del gas en la Costa del Golfo, al usar el precio del gas en Brasil, la opción más atractiva es EEUU.
¾ Las propuestas de exportación vía GNL son rentables inclusive tomando el precio más bajo pagado por los Estados Unidos en los últimos dos años.
¾ Los proyectos de exportación a Brasil al analizarlos usando el precio del gas que pagan actualmente, sufren seriamente en el análisis económico, teniendo como resultado inviable el gasoducto a Uairen y viables económicamente los proyectos de GNL pero con tasas internas de retorno bajas.
¾ Las variaciones en los precios de venta del gas en las propuestas de GNC afectan notablemente la viabilidad del proyecto.
83
¾ Las variaciones en los precios de venta del gas en las propuestas de GTL no afectan la rentabilidad de la propuesta; esto es debido a sus altos retornos, que todavía siguen siendo atractivos económicamente.
¾ Las oportunidades más claras y rentables de exportación son a los países de Norte América, debido al volumen de consumo, precio de venta del hidrocarburo y a su situación en cuanto a infraestructura y reservas.
¾ Estados Unidos es actualmente y seguirá siendo en el futuro no tan lejano el mayor consumidor de gas natural de la región.
¾ Canadá tiene altos consumos y la declinación de las reservas hacen a ésta un mercado potencial y atractivo a mediado plazo.
¾ Los consumos en los países Centro Americanos son bajos, por lo que no es tan atractivo ni viable colocar altos volúmenes (cerca de 43 BPCA).
¾ El portafolio de comercialización más adecuado analizado por este estudio esta en América del Norte (EEUU, México y Canadá) utilizando la conversión de Gas a Líquidos o el Gas Natural Licuado como medio de transporte.
2. RECOMENDACIONES
¾ Hacer un estudio de mayor detalle de las opciones de Gas Natural Licuado y GTL, con estimados de costos con una mayor precisión.
¾ Verificar los volúmenes de gas natural disponible en Venezuela, haciendo un balance entre el gas consumido versus el gas explotado.
84
¾ Realizar una sensibilidad con precios reales en los diferentes mercados, como en Brasil, Centro América y Norte América exceptuando Estados Unidos.
¾ Estudiar otro tipo de monetización del gas natural, como por ejemplo la Petroquímica (metanol, amoniaco, olefinas).
¾ Realizar los análisis económicos adicionando costos de producción del gas natural o un precio de compra de gas natural en cabezal de pozo.
85
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90
ANEXOS
EVALUACIONES ECONÓMICAS OPCIONES GNL
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A EEUU VÍA GNL DATOS CAPEX PLANTA LNG @ 1000 MMPCED
OPEX/AÑO
1.950.000.000
$
BARCOS LNG 4 x 138.000 MC
760.000.000
$
PLANTA REGAS.
877.000.000
$
55.000.000
3.587.000.000
$
146.000.000
7.967
$/MMPCED
Regalías
20
%
FUENTE: LOHG
Impuesto
34
%
FUENTE: LOHG
TOTAL Precio de Venta Gas
91.000.000
FUENTE: Simmons
FUENTE: Simmons FUENTE: Simmons
FUENTE: EIA
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A EEUU VÍA GNL Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado VPN TIR Payback Payback Descontado
Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado
0 -3.587.000.000 0 0 0 0 0 0 0 -3.587.000.000
1 0 2.907.955.000 -146.000.000 -179.350.000 -402.241.000 2.180.364.000 741.323.760 1.439.040.240 1.259.690.240 1.095.382.817
2 2.907.955.000 -146.000.000 -179.350.000 -402.241.000 2.180.364.000 741.323.760 1.439.040.240 1.259.690.240 952.506.798
3 2.907.955.000 -146.000.000 -179.350.000 -402.241.000 2.180.364.000 741.323.760 1.439.040.240 1.259.690.240 828.266.781
4
5
6
7
8
9
10
2.907.955.000 -146.000.000 -179.350.000 -402.241.000 2.180.364.000 741.323.760 1.439.040.240 1.259.690.240 720.231.983
2.907.955.000 -146.000.000 -179.350.000 -402.241.000 2.180.364.000 741.323.760 1.439.040.240 1.259.690.240 626.288.681
2.907.955.000 -146.000.000 -179.350.000 -402.241.000 2.180.364.000 741.323.760 1.439.040.240 1.259.690.240 544.598.853
2.907.955.000 -146.000.000 -179.350.000 -402.241.000 2.180.364.000 741.323.760 1.439.040.240 1.259.690.240 473.564.220
2.907.955.000 -146.000.000 -179.350.000 -402.241.000 2.180.364.000 741.323.760 1.439.040.240 1.259.690.240 411.794.974
2.907.955.000 -146.000.000 -179.350.000 -402.241.000 2.180.364.000 741.323.760 1.439.040.240 1.259.690.240 358.082.586
2.907.955.000 -146.000.000 -179.350.000 -402.241.000 2.180.364.000 741.323.760 1.439.040.240 1.259.690.240 311.376.162
14
15
16
17
18
19
20
2.907.955.000 -146.000.000 -179.350.000 -402.241.000 2.180.364.000 741.323.760 1.439.040.240 1.259.690.240 178.030.331
2.907.955.000 -146.000.000 -179.350.000 -402.241.000 2.180.364.000 741.323.760 1.439.040.240 1.259.690.240 154.808.984
2.907.955.000 -146.000.000 -179.350.000 -402.241.000 2.180.364.000 741.323.760 1.439.040.240 1.259.690.240 134.616.507
2.907.955.000 -146.000.000 -179.350.000 -402.241.000 2.180.364.000 741.323.760 1.439.040.240 1.259.690.240 117.057.833
2.907.955.000 -146.000.000 -179.350.000 -402.241.000 2.180.364.000 741.323.760 1.439.040.240 1.259.690.240 101.789.420
2.907.955.000 -146.000.000 -179.350.000 -402.241.000 2.180.364.000 741.323.760 1.439.040.240 1.259.690.240 88.512.539
2.907.955.000 -146.000.000 -179.350.000 -402.241.000 2.180.364.000 741.323.760 1.439.040.240 1.259.690.240 76.967.425
4.297.818.766 35,032% 2,85 (Años) 4,00 (Años)
0 -3.587.000.000 0 0 0 0 0 0 0 -3.587.000.000
11 2.907.955.000 -146.000.000 -179.350.000 -402.241.000 2.180.364.000 741.323.760 1.439.040.240 1.259.690.240 270.761.880
12 2.907.955.000 -146.000.000 -179.350.000 -402.241.000 2.180.364.000 741.323.760 1.439.040.240 1.259.690.240 235.445.113
13 2.907.955.000 -146.000.000 -179.350.000 -402.241.000 2.180.364.000 741.323.760 1.439.040.240 1.259.690.240 204.734.881
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A CANADÁ VÍA GNL DATOS CAPEX
PLANTA LNG @ 1000 MMPCED
OPEX/AÑO
1.950.000.000
$
BARCOS LNG 5 x 138.000 MC
950.000.000
$
PLANTA REGAS.
877.000.000
$
55.000.000
3.777.000.000
$
146.000.000
7.886
$/MMPCED
Regalías
20
%
FUENTE: LOHG
Impuesto
34
%
FUENTE: LOHG
TOTAL Precio de Venta Gas
91.000.000
FUENTE: Simmons
FUENTE: Simmons FUENTE: Simmons
FUENTE: EIA
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A CANADÁ VÍA GNL Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado VPN TIR Payback Payback Descontado
Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado
0 -3.777.000.000 0 0 0 0 0 0 0 -3.777.000.000
1 0 2.878.390.000 -146.000.000 -188.850.000 -386.828.000 2.156.712.000 733.282.080 1.423.429.920 1.234.579.920 1.073.547.757
2 2.878.390.000 -146.000.000 -188.850.000 -386.828.000 2.156.712.000 733.282.080 1.423.429.920 1.234.579.920 933.519.788
3 2.878.390.000 -146.000.000 -188.850.000 -386.828.000 2.156.712.000 733.282.080 1.423.429.920 1.234.579.920 811.756.338
4
5
6
7
8
9
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2.878.390.000 -146.000.000 -188.850.000 -386.828.000 2.156.712.000 733.282.080 1.423.429.920 1.234.579.920 613.804.414
2.878.390.000 -146.000.000 -188.850.000 -386.828.000 2.156.712.000 733.282.080 1.423.429.920 1.234.579.920 533.742.969
2.878.390.000 -146.000.000 -188.850.000 -386.828.000 2.156.712.000 733.282.080 1.423.429.920 1.234.579.920 464.124.321
2.878.390.000 -146.000.000 -188.850.000 -386.828.000 2.156.712.000 733.282.080 1.423.429.920 1.234.579.920 403.586.366
2.878.390.000 -146.000.000 -188.850.000 -386.828.000 2.156.712.000 733.282.080 1.423.429.920 1.234.579.920 350.944.666
2.878.390.000 -146.000.000 -188.850.000 -386.828.000 2.156.712.000 733.282.080 1.423.429.920 1.234.579.920 305.169.275
14
15
16
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19
20
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2.878.390.000 -146.000.000 -188.850.000 -386.828.000 2.156.712.000 733.282.080 1.423.429.920 1.234.579.920 151.723.064
2.878.390.000 -146.000.000 -188.850.000 -386.828.000 2.156.712.000 733.282.080 1.423.429.920 1.234.579.920 131.933.099
2.878.390.000 -146.000.000 -188.850.000 -386.828.000 2.156.712.000 733.282.080 1.423.429.920 1.234.579.920 114.724.434
2.878.390.000 -146.000.000 -188.850.000 -386.828.000 2.156.712.000 733.282.080 1.423.429.920 1.234.579.920 99.760.377
2.878.390.000 -146.000.000 -188.850.000 -386.828.000 2.156.712.000 733.282.080 1.423.429.920 1.234.579.920 86.748.154
2.878.390.000 -146.000.000 -188.850.000 -386.828.000 2.156.712.000 733.282.080 1.423.429.920 1.234.579.920 75.433.177
3.950.644.950 32,571% 3,06 (Años) 5,00 (Años)
0
11 0 0 0 0 0 0 0 0 0
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12 2.878.390.000 -146.000.000 -188.850.000 -386.828.000 2.156.712.000 733.282.080 1.423.429.920 1.234.579.920 230.751.815
13 2.878.390.000 -146.000.000 -188.850.000 -386.828.000 2.156.712.000 733.282.080 1.423.429.920 1.234.579.920 200.653.752
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A MÉXICO VÍA GNL DATOS CAPEX
OPEX/AÑO
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$
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PLANTA REGAS.
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$
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$
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$/MMPCED
Regalías
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%
FUENTE: LOHG
Impuesto
34
%
FUENTE: LOHG
TOTAL Precio de Venta Gas
91.000.000
FUENTE: Simmons
FUENTE: Simmons FUENTE: Simmons
FUENTE: EIA
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A MÉXICO VÍA GNL Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado VPN TIR Payback Payback Descontado
Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado
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3 2.897.005.000 -146.000.000 -179.350.000 -400.051.000 2.171.604.000 738.345.360 1.433.258.640 1.253.908.640 824.465.285
4
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2.897.005.000 -146.000.000 -179.350.000 -400.051.000 2.171.604.000 738.345.360 1.433.258.640 1.253.908.640 623.414.204
2.897.005.000 -146.000.000 -179.350.000 -400.051.000 2.171.604.000 738.345.360 1.433.258.640 1.253.908.640 542.099.308
2.897.005.000 -146.000.000 -179.350.000 -400.051.000 2.171.604.000 738.345.360 1.433.258.640 1.253.908.640 471.390.702
2.897.005.000 -146.000.000 -179.350.000 -400.051.000 2.171.604.000 738.345.360 1.433.258.640 1.253.908.640 409.904.959
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2.897.005.000 -146.000.000 -179.350.000 -400.051.000 2.171.604.000 738.345.360 1.433.258.640 1.253.908.640 309.947.039
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19
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2.897.005.000 -146.000.000 -179.350.000 -400.051.000 2.171.604.000 738.345.360 1.433.258.640 1.253.908.640 154.098.457
2.897.005.000 -146.000.000 -179.350.000 -400.051.000 2.171.604.000 738.345.360 1.433.258.640 1.253.908.640 133.998.658
2.897.005.000 -146.000.000 -179.350.000 -400.051.000 2.171.604.000 738.345.360 1.433.258.640 1.253.908.640 116.520.572
2.897.005.000 -146.000.000 -179.350.000 -400.051.000 2.171.604.000 738.345.360 1.433.258.640 1.253.908.640 101.322.237
2.897.005.000 -146.000.000 -179.350.000 -400.051.000 2.171.604.000 738.345.360 1.433.258.640 1.253.908.640 88.106.293
2.897.005.000 -146.000.000 -179.350.000 -400.051.000 2.171.604.000 738.345.360 1.433.258.640 1.253.908.640 76.614.168
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0
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12 2.897.005.000 -146.000.000 -179.350.000 -400.051.000 2.171.604.000 738.345.360 1.433.258.640 1.253.908.640 234.364.490
13 2.897.005.000 -146.000.000 -179.350.000 -400.051.000 2.171.604.000 738.345.360 1.433.258.640 1.253.908.640 203.795.209
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A BRASIL FORTALEZA VÍA GNL CAPEX
PLANTA LNG @ 1000 MMPCED
OPEX/AÑO
1.950.000.000
$
BARCOS LNG 3 x 138.000 MC
570.000.000
$
PLANTA REGAS.
877.000.000
$
55.000.000
3.397.000.000
$
146.000.000
8.058
$/MMPCED
Regalías
20
%
FUENTE: LOHG
Impuesto
34
%
FUENTE: LOHG
TOTAL Precio de Venta Gas
91.000.000
FUENTE: Simmons
FUENTE: Simmons FUENTE: Simmons
FUENTE: EIA
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A BRASIL FORTALEZA VÍA GNL Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado VPN TIR Payback Payback Descontado
Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado
0 -3.397.000.000 0 0 0 0 0 0 0 -3.397.000.000
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3 2.941.170.000 -146.000.000 -169.850.000 -418.384.000 2.206.936.000 750.358.240 1.456.577.760 1.286.727.760 846.044.389
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0
11 0 0 0 0 0 0 0 0 0
2.941.170.000 -146.000.000 -169.850.000 -418.384.000 2.206.936.000 750.358.240 1.456.577.760 1.286.727.760 276.573.411
12 2.941.170.000 -146.000.000 -169.850.000 -418.384.000 2.206.936.000 750.358.240 1.456.577.760 1.286.727.760 240.498.619
13 2.941.170.000 -146.000.000 -169.850.000 -418.384.000 2.206.936.000 750.358.240 1.456.577.760 1.286.727.760 209.129.234
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A BRASIL SAO MATEO VÍA GNL DATOS CAPEX
PLANTA LNG @ 1000 MMPCED
OPEX/AÑO
1.950.000.000
$
BARCOS LNG 5 x 138.000 MC
950.000.000
$
PLANTA REGAS.
877.000.000
$
55.000.000
3.777.000.000
$
146.000.000
7.836
$/MMPCED
Regalías
20
%
FUENTE: LOHG
Impuesto
34
%
FUENTE: LOHG
TOTAL Precio de Venta Gas
91.000.000
FUENTE: Simmons
FUENTE: Simmons FUENTE: Simmons
FUENTE: EIA
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A BRASIL SAO MATEO VÍA GNL Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado VPN TIR Payback Payback Descontado
Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado
0 -3.777.000.000 0 0 0 0 0 0 0 -3.777.000.000
1 0 2.860.140.000 -146.000.000 -188.850.000 -383.178.000 2.142.112.000 728.318.080 1.413.793.920 1.224.943.920 1.065.168.626
2 2.860.140.000 -146.000.000 -188.850.000 -383.178.000 2.142.112.000 728.318.080 1.413.793.920 1.224.943.920 926.233.588
3 2.860.140.000 -146.000.000 -188.850.000 -383.178.000 2.142.112.000 728.318.080 1.413.793.920 1.224.943.920 805.420.511
4
5
6
7
8
9
10
2.860.140.000 -146.000.000 -188.850.000 -383.178.000 2.142.112.000 728.318.080 1.413.793.920 1.224.943.920 700.365.662
2.860.140.000 -146.000.000 -188.850.000 -383.178.000 2.142.112.000 728.318.080 1.413.793.920 1.224.943.920 609.013.619
2.860.140.000 -146.000.000 -188.850.000 -383.178.000 2.142.112.000 728.318.080 1.413.793.920 1.224.943.920 529.577.060
2.860.140.000 -146.000.000 -188.850.000 -383.178.000 2.142.112.000 728.318.080 1.413.793.920 1.224.943.920 460.501.791
2.860.140.000 -146.000.000 -188.850.000 -383.178.000 2.142.112.000 728.318.080 1.413.793.920 1.224.943.920 400.436.340
2.860.140.000 -146.000.000 -188.850.000 -383.178.000 2.142.112.000 728.318.080 1.413.793.920 1.224.943.920 348.205.513
2.860.140.000 -146.000.000 -188.850.000 -383.178.000 2.142.112.000 728.318.080 1.413.793.920 1.224.943.920 302.787.403
4
5
6
7
8
9
10
2.860.140.000 -146.000.000 -188.850.000 -383.178.000 2.142.112.000 728.318.080 1.413.793.920 1.224.943.920 700.365.662
2.860.140.000 -146.000.000 -188.850.000 -383.178.000 2.142.112.000 728.318.080 1.413.793.920 1.224.943.920 609.013.619
2.860.140.000 -146.000.000 -188.850.000 -383.178.000 2.142.112.000 728.318.080 1.413.793.920 1.224.943.920 529.577.060
2.860.140.000 -146.000.000 -188.850.000 -383.178.000 2.142.112.000 728.318.080 1.413.793.920 1.224.943.920 460.501.791
2.860.140.000 -146.000.000 -188.850.000 -383.178.000 2.142.112.000 728.318.080 1.413.793.920 1.224.943.920 400.436.340
2.860.140.000 -146.000.000 -188.850.000 -383.178.000 2.142.112.000 728.318.080 1.413.793.920 1.224.943.920 348.205.513
2.860.140.000 -146.000.000 -188.850.000 -383.178.000 2.142.112.000 728.318.080 1.413.793.920 1.224.943.920 302.787.403
3.890.330.032 32,312% 3,08 (Años) 5,00 (Años)
0
1 0 0 0 0 0 0 0 0 0
2.860.140.000 -146.000.000 -188.850.000 -383.178.000 2.142.112.000 728.318.080 1.413.793.920 1.224.943.920 1.065.168.626
2 2.860.140.000 -146.000.000 -188.850.000 -383.178.000 2.142.112.000 728.318.080 1.413.793.920 1.224.943.920 926.233.588
3 2.860.140.000 -146.000.000 -188.850.000 -383.178.000 2.142.112.000 728.318.080 1.413.793.920 1.224.943.920 805.420.511
EVALUACIONES ECONÓMICAS OPCIONES GNC
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL AL CARIBE Y USA VÍA GNC DATOS OPEX/AÑO
CAPEX
PLANTA GNC @ 1000 MMPCED
900.000.000
$
303.300.000
FUENTE: Martinez / Wagner
BARCOS GNC 36 x 330 MMPC
3.960.000.000
$
276.487.500
FUENTE: Marco Gonzalez / Wagner
TOTAL
4.860.000.000
$
579.787.500
8.260
$/MMPCED
Regalías
20
%
FUENTE: LOHG
Impuesto
34
%
FUENTE: LOHG
Precio de Venta Gas
FUENTE: EIA
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL AL CARIBE Y USA VÍA GNC Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado VPN TIR Payback Payback Descontado
Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado
0 -4.860.000.000 0 0 0 0 0 0 0 -4.860.000.000
1
2 0 3.014.900.000 3.014.900.000 -579.787.500 -579.787.500 -243.000.000 -243.000.000 -359.980.000 -359.980.000 1.832.132.500 1.832.132.500 622.925.050 622.925.050 1.209.207.450 1.209.207.450 966.207.450 966.207.450 840.180.391 730.591.645
3
4
5
6
7
8
9
10
3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 -579.787.500 -579.787.500 -579.787.500 -579.787.500 -579.787.500 -579.787.500 -579.787.500 -579.787.500 -243.000.000 -243.000.000 -243.000.000 -243.000.000 -243.000.000 -243.000.000 -243.000.000 -243.000.000 -359.980.000 -359.980.000 -359.980.000 -359.980.000 -359.980.000 -359.980.000 -359.980.000 -359.980.000 1.832.132.500 1.832.132.500 1.832.132.500 1.832.132.500 1.832.132.500 1.832.132.500 1.832.132.500 1.832.132.500 622.925.050 622.925.050 622.925.050 622.925.050 622.925.050 622.925.050 622.925.050 622.925.050 1.209.207.450 1.209.207.450 1.209.207.450 1.209.207.450 1.209.207.450 1.209.207.450 1.209.207.450 1.209.207.450 966.207.450 966.207.450 966.207.450 966.207.450 966.207.450 966.207.450 966.207.450 966.207.450 635.297.082 552.432.245 480.375.866 417.718.144 363.233.169 315.854.929 274.656.460 238.831.705
1.187.812.702 19,298% 5,03 (Años) 11,00 (Años)
0
11 0 0 0 0 0 0 0 0 0
12
3.014.900.000 3.014.900.000 -579.787.500 -579.787.500 -243.000.000 -243.000.000 -359.980.000 -359.980.000 1.832.132.500 1.832.132.500 622.925.050 622.925.050 1.209.207.450 1.209.207.450 966.207.450 966.207.450 207.679.743 180.591.081
13
14
15
16
17
18
19
20
3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 -579.787.500 -579.787.500 -579.787.500 -579.787.500 -579.787.500 -579.787.500 -579.787.500 -579.787.500 -243.000.000 -243.000.000 -243.000.000 -243.000.000 -243.000.000 -243.000.000 -243.000.000 -243.000.000 -359.980.000 -359.980.000 -359.980.000 -359.980.000 -359.980.000 -359.980.000 -359.980.000 -359.980.000 1.832.132.500 1.832.132.500 1.832.132.500 1.832.132.500 1.832.132.500 1.832.132.500 1.832.132.500 1.832.132.500 622.925.050 622.925.050 622.925.050 622.925.050 622.925.050 622.925.050 622.925.050 622.925.050 1.209.207.450 1.209.207.450 1.209.207.450 1.209.207.450 1.209.207.450 1.209.207.450 1.209.207.450 1.209.207.450 966.207.450 966.207.450 966.207.450 966.207.450 966.207.450 966.207.450 966.207.450 966.207.450 157.035.723 136.552.802 118.741.567 103.253.537 89.785.684 78.074.508 67.890.876 59.035.545
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL AL CARIBE Y PANAMÁ VÍA GNC DATOS OPEX/AÑO
CAPEX
PLANTA GNC @ 500 MMPCED
450.000.000
$
152.000.000
FUENTE: Francisco Martínez / Wagner
BARCOS GNC 22 x 330 MMPC
2.420.000.000
$
173.265.500
FUENTE: Wagner
TOTAL
2.870.000.000
$
325.265.500
8.260
$/MMPCED
Regalías
20
%
FUENTE: LOHG
Impuesto
34
%
FUENTE: LOHG
Precio de Venta Gas
FUENTE: EIA
Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado VPN TIR Payback Payback Descontado
Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado
0 -2.870.000.000 0 0 0 0 0 0 0 -2.870.000.000
1
2 0 1.507.450.000 1.507.450.000 -325.265.500 -325.265.500 -143.500.000 -143.500.000 -157.990.000 -157.990.000 880.694.500 880.694.500 299.436.130 299.436.130 581.258.370 581.258.370 437.758.370 437.758.370 380.659.452 331.008.219
3
4
5
6
7
8
9
10
1.507.450.000 1.507.450.000 1.507.450.000 1.507.450.000 1.507.450.000 1.507.450.000 1.507.450.000 1.507.450.000 -325.265.500 -325.265.500 -325.265.500 -325.265.500 -325.265.500 -325.265.500 -325.265.500 -325.265.500 -143.500.000 -143.500.000 -143.500.000 -143.500.000 -143.500.000 -143.500.000 -143.500.000 -143.500.000 -157.990.000 -157.990.000 -157.990.000 -157.990.000 -157.990.000 -157.990.000 -157.990.000 -157.990.000 880.694.500 880.694.500 880.694.500 880.694.500 880.694.500 880.694.500 880.694.500 880.694.500 299.436.130 299.436.130 299.436.130 299.436.130 299.436.130 299.436.130 299.436.130 299.436.130 581.258.370 581.258.370 581.258.370 581.258.370 581.258.370 581.258.370 581.258.370 581.258.370 437.758.370 437.758.370 437.758.370 437.758.370 437.758.370 437.758.370 437.758.370 437.758.370 287.833.234 250.289.769 217.643.277 189.255.024 164.569.586 143.103.988 124.438.250 108.207.174
-129.925.257 14,177% 6,56 (Años) >20 (Años)
0
11 0 0 0 0 0 0 0 0 0
12
1.507.450.000 1.507.450.000 -325.265.500 -325.265.500 -143.500.000 -143.500.000 -157.990.000 -157.990.000 880.694.500 880.694.500 299.436.130 299.436.130 581.258.370 581.258.370 437.758.370 437.758.370 94.093.195 81.820.169
13
14
15
16
17
18
19
20
1.507.450.000 1.507.450.000 1.507.450.000 1.507.450.000 1.507.450.000 1.507.450.000 1.507.450.000 1.507.450.000 -325.265.500 -325.265.500 -325.265.500 -325.265.500 -325.265.500 -325.265.500 -325.265.500 -325.265.500 -143.500.000 -143.500.000 -143.500.000 -143.500.000 -143.500.000 -143.500.000 -143.500.000 -143.500.000 -157.990.000 -157.990.000 -157.990.000 -157.990.000 -157.990.000 -157.990.000 -157.990.000 -157.990.000 880.694.500 880.694.500 880.694.500 880.694.500 880.694.500 880.694.500 880.694.500 880.694.500 299.436.130 299.436.130 299.436.130 299.436.130 299.436.130 299.436.130 299.436.130 299.436.130 581.258.370 581.258.370 581.258.370 581.258.370 581.258.370 581.258.370 581.258.370 581.258.370 437.758.370 437.758.370 437.758.370 437.758.370 437.758.370 437.758.370 437.758.370 437.758.370 71.147.973 61.867.803 53.798.090 46.780.947 40.679.085 35.373.117 30.759.232 26.747.159
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL AL CARIBE VÍA GNC DATOS OPEX/AÑO
CAPEX
PLANTA GNC @ 300 MMPCED
300.000.000
$
102.000.000
FUENTE: Francisco Martínez / Wagner
BARCOS GNC 6 x 330.000 MMPC
660.000.000
$
122.760.450
FUENTE: Wagner
TOTAL
960.000.000
$
224.760.450
8.260
$/MMPCED
Regalías
20
%
FUENTE: LOHG
Impuesto
34
%
FUENTE: LOHG
Precio de Venta Gas
FUENTE: EIA
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL AL CARIBE VÍA GNC Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado VPN TIR Payback Payback Descontado
0 -960.000.000 0 0 0 0 0 0 0 -960.000.000
Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado
0
1 0 904.470.000 -224.760.450 -48.000.000 -132.894.000 498.815.550 169.597.287 329.218.263 281.218.263 244.537.620
2 904.470.000 -224.760.450 -48.000.000 -132.894.000 498.815.550 169.597.287 329.218.263 281.218.263 212.641.409
3 904.470.000 -224.760.450 -48.000.000 -132.894.000 498.815.550 169.597.287 329.218.263 281.218.263 184.905.573
4 904.470.000 -224.760.450 -48.000.000 -132.894.000 498.815.550 169.597.287 329.218.263 281.218.263 160.787.455
5 904.470.000 -224.760.450 -48.000.000 -132.894.000 498.815.550 169.597.287 329.218.263 281.218.263 139.815.178
6 904.470.000 -224.760.450 -48.000.000 -132.894.000 498.815.550 169.597.287 329.218.263 281.218.263 121.578.416
7 904.470.000 -224.760.450 -48.000.000 -132.894.000 498.815.550 169.597.287 329.218.263 281.218.263 105.720.361
8 904.470.000 -224.760.450 -48.000.000 -132.894.000 498.815.550 169.597.287 329.218.263 281.218.263 91.930.749
9 904.470.000 -224.760.450 -48.000.000 -132.894.000 498.815.550 169.597.287 329.218.263 281.218.263 79.939.782
10 904.470.000 -224.760.450 -48.000.000 -132.894.000 498.815.550 169.597.287 329.218.263 281.218.263 69.512.854
800.238.325 29,117% 3,41 (Años) 6,00 (Años)
11 0 0 0 0 0 0 0 0 0
904.470.000 -224.760.450 -48.000.000 -132.894.000 498.815.550 169.597.287 329.218.263 281.218.263 60.445.960
12 904.470.000 -224.760.450 -48.000.000 -132.894.000 498.815.550 169.597.287 329.218.263 281.218.263 52.561.704
13 904.470.000 -224.760.450 -48.000.000 -132.894.000 498.815.550 169.597.287 329.218.263 281.218.263 45.705.830
14 904.470.000 -224.760.450 -48.000.000 -132.894.000 498.815.550 169.597.287 329.218.263 281.218.263 39.744.200
15 904.470.000 -224.760.450 -48.000.000 -132.894.000 498.815.550 169.597.287 329.218.263 281.218.263 34.560.174
16 904.470.000 -224.760.450 -48.000.000 -132.894.000 498.815.550 169.597.287 329.218.263 281.218.263 30.052.325
17 904.470.000 -224.760.450 -48.000.000 -132.894.000 498.815.550 169.597.287 329.218.263 281.218.263 26.132.456
18 904.470.000 -224.760.450 -48.000.000 -132.894.000 498.815.550 169.597.287 329.218.263 281.218.263 22.723.875
19 904.470.000 -224.760.450 -48.000.000 -132.894.000 498.815.550 169.597.287 329.218.263 281.218.263 19.759.891
20 904.470.000 -224.760.450 -48.000.000 -132.894.000 498.815.550 169.597.287 329.218.263 281.218.263 17.182.514
EVALUACIONES ECONÓMICAS OPCIONES GASODUCTO
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
CÁLCULO CAÍDA DE PRESIÓN EN TUBERÍAS (GASODUCTO)
PRESION TEMPERATURA Psc Z GRAV ESPEC Q GAS Tsc Longitud Diametro Eficiencia
1200 550 14,70 0,8 0,70 1000000000 520,00 100,00 36 0,90
PSIA °R PSIA
Calculo Caida Presion Weymouth Panhandle A Panhandle B
793,88 PSI 945,94 PSI 906,61 PSI
PCED R Millas Pulg
Longitud (millas)
100
120
130
150
Weymouth (PSI) Panhandle A (PSI) Panhandle B (PSI)
794 946 907
684 886 836
622 855 798
475 789 716
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A BRASIL UAIREN VÍA GASODUCTO DATOS CAPEX
TUBERIA 550 Km
OPEX/AÑO
990.000.000
$
247.500.000
FUENTE: Martinez F.
PLANTA COMPRESORA 2 X 5 x 200 MMPCED
1.800.000.000
$
450.000.000
FUENTE: Martinez F.
TOTAL
2.790.000.000
$
697.500.000
8.260
$/MMPCED
Regalías
20
%
FUENTE: LOHG
Impuesto
34
%
FUENTE: LOHG
Precio de Venta Gas
FUENTE: EIA
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A BRASIL UAIREN VÍA GASODUCTO Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado VPN TIR Payback Payback Descontado
Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado
0 -2.790.000.000 0 0 0 0 0 0 0 -2.790.000.000
1
2 0 3.014.900.000 3.014.900.000 -697.500.000 -697.500.000 -139.500.000 -139.500.000 -463.480.000 -463.480.000 1.714.420.000 1.714.420.000 582.902.800 582.902.800 1.131.517.200 1.131.517.200 992.017.200 992.017.200 862.623.652 750.107.524
3
4
5
6
7
8
9
10
3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 -697.500.000 -697.500.000 -697.500.000 -697.500.000 -697.500.000 -697.500.000 -697.500.000 -697.500.000 -139.500.000 -139.500.000 -139.500.000 -139.500.000 -139.500.000 -139.500.000 -139.500.000 -139.500.000 -463.480.000 -463.480.000 -463.480.000 -463.480.000 -463.480.000 -463.480.000 -463.480.000 -463.480.000 1.714.420.000 1.714.420.000 1.714.420.000 1.714.420.000 1.714.420.000 1.714.420.000 1.714.420.000 1.714.420.000 582.902.800 582.902.800 582.902.800 582.902.800 582.902.800 582.902.800 582.902.800 582.902.800 1.131.517.200 1.131.517.200 1.131.517.200 1.131.517.200 1.131.517.200 1.131.517.200 1.131.517.200 1.131.517.200 992.017.200 992.017.200 992.017.200 992.017.200 992.017.200 992.017.200 992.017.200 992.017.200 652.267.412 567.189.054 493.207.873 428.876.411 372.936.010 324.292.182 281.993.202 245.211.480
3.419.364.482 35,474% 2,81 (Años) 3,00 (Años)
0
11 0 0 0 0 0 0 0 0 0
12
3.014.900.000 3.014.900.000 -697.500.000 -697.500.000 -139.500.000 -139.500.000 -463.480.000 -463.480.000 1.714.420.000 1.714.420.000 582.902.800 582.902.800 1.131.517.200 1.131.517.200 992.017.200 992.017.200 213.227.374 185.415.108
13
14
15
16
17
18
19
20
3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 -697.500.000 -697.500.000 -697.500.000 -697.500.000 -697.500.000 -697.500.000 -697.500.000 -697.500.000 -139.500.000 -139.500.000 -139.500.000 -139.500.000 -139.500.000 -139.500.000 -139.500.000 -139.500.000 -463.480.000 -463.480.000 -463.480.000 -463.480.000 -463.480.000 -463.480.000 -463.480.000 -463.480.000 1.714.420.000 1.714.420.000 1.714.420.000 1.714.420.000 1.714.420.000 1.714.420.000 1.714.420.000 1.714.420.000 582.902.800 582.902.800 582.902.800 582.902.800 582.902.800 582.902.800 582.902.800 582.902.800 1.131.517.200 1.131.517.200 1.131.517.200 1.131.517.200 1.131.517.200 1.131.517.200 1.131.517.200 1.131.517.200 992.017.200 992.017.200 992.017.200 992.017.200 992.017.200 992.017.200 992.017.200 992.017.200 161.230.529 140.200.460 121.913.443 106.011.690 92.184.078 80.160.068 69.704.407 60.612.528
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A BRASIL FORTALEZA VÍA GASODUCTO DATOS CAPEX
OPEX/AÑO
TUBERIA 4430 Km
7.974.000.000
$
1.993.500.000
FUENTE: Martinez F.
COMPRESORES 17 x 5 X 200 MMPCED
15.300.000.000
$
3.825.000.000
FUENTE: Martinez F.
TOTAL
23.274.000.000
$
5.818.500.000
8.260
$/MMPCED
Regalías
20
%
FUENTE: LOHG
Impuesto
34
%
FUENTE: LOHG
Precio de Venta Gas
FUENTE: EIA
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A BRASIL FORTALEZA VÍA GASODUCTO Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado VPN TIR Payback Payback Descontado
Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado
0 -23.274.000.000 0 0 0 0 0 0 0 -23.274.000.000
1 0 3.014.900.000 -5.818.500.000 -1.163.700.000 560.720.000 -3.406.580.000 -1.158.237.200 -2.248.342.800 -3.412.042.800 -2.966.993.739
2 3.014.900.000 -5.818.500.000 -1.163.700.000 560.720.000 -3.406.580.000 -1.158.237.200 -2.248.342.800 -3.412.042.800 -2.579.994.556
3 3.014.900.000 -5.818.500.000 -1.163.700.000 560.720.000 -3.406.580.000 -1.158.237.200 -2.248.342.800 -3.412.042.800 -2.243.473.527
4
5
6
7
8
9
10
3.014.900.000 -5.818.500.000 -1.163.700.000 560.720.000 -3.406.580.000 -1.158.237.200 -2.248.342.800 -3.412.042.800 -1.950.846.545
3.014.900.000 -5.818.500.000 -1.163.700.000 560.720.000 -3.406.580.000 -1.158.237.200 -2.248.342.800 -3.412.042.800 -1.696.388.300
3.014.900.000 -5.818.500.000 -1.163.700.000 560.720.000 -3.406.580.000 -1.158.237.200 -2.248.342.800 -3.412.042.800 -1.475.120.261
3.014.900.000 -5.818.500.000 -1.163.700.000 560.720.000 -3.406.580.000 -1.158.237.200 -2.248.342.800 -3.412.042.800 -1.282.713.270
3.014.900.000 -5.818.500.000 -1.163.700.000 560.720.000 -3.406.580.000 -1.158.237.200 -2.248.342.800 -3.412.042.800 -1.115.402.844
3.014.900.000 -5.818.500.000 -1.163.700.000 560.720.000 -3.406.580.000 -1.158.237.200 -2.248.342.800 -3.412.042.800 -969.915.516
3.014.900.000 -5.818.500.000 -1.163.700.000 560.720.000 -3.406.580.000 -1.158.237.200 -2.248.342.800 -3.412.042.800 -843.404.797
14
15
16
17
18
19
20
3.014.900.000 -5.818.500.000 -1.163.700.000 560.720.000 -3.406.580.000 -1.158.237.200 -2.248.342.800 -3.412.042.800 -482.219.430
3.014.900.000 -5.818.500.000 -1.163.700.000 560.720.000 -3.406.580.000 -1.158.237.200 -2.248.342.800 -3.412.042.800 -419.321.243
3.014.900.000 -5.818.500.000 -1.163.700.000 560.720.000 -3.406.580.000 -1.158.237.200 -2.248.342.800 -3.412.042.800 -364.627.168
3.014.900.000 -5.818.500.000 -1.163.700.000 560.720.000 -3.406.580.000 -1.158.237.200 -2.248.342.800 -3.412.042.800 -317.067.103
3.014.900.000 -5.818.500.000 -1.163.700.000 560.720.000 -3.406.580.000 -1.158.237.200 -2.248.342.800 -3.412.042.800 -275.710.524
3.014.900.000 -5.818.500.000 -1.163.700.000 560.720.000 -3.406.580.000 -1.158.237.200 -2.248.342.800 -3.412.042.800 -239.748.282
3.014.900.000 -5.818.500.000 -1.163.700.000 560.720.000 -3.406.580.000 -1.158.237.200 -2.248.342.800 -3.412.042.800 -208.476.767
-44.631.106.888 #DIV/0! -6,82 (Años) (Años)
0
11 0 0 0 0 0 0 0 0 0
3.014.900.000 -5.818.500.000 -1.163.700.000 560.720.000 -3.406.580.000 -1.158.237.200 -2.248.342.800 -3.412.042.800 -733.395.475
12 3.014.900.000 -5.818.500.000 -1.163.700.000 560.720.000 -3.406.580.000 -1.158.237.200 -2.248.342.800 -3.412.042.800 -637.735.196
13 3.014.900.000 -5.818.500.000 -1.163.700.000 560.720.000 -3.406.580.000 -1.158.237.200 -2.248.342.800 -3.412.042.800 -554.552.344
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL AL CARIBE HASTA CUBA VÍA GASODUCTO DATOS CAPEX
OPEX/AÑO
TUBERIA 3250 Km
7.020.000.000
$
1.755.000.000
FUENTE: Martinez F.
COMPRESORES 13 x 5 x 200 MMPCED
11.700.000.000
$
2.925.000.000
FUENTE: Martinez F.
TOTAL
18.720.000.000
$
4.680.000.000
8.260
$/MMPCED
Regalías
20
%
FUENTE: LOHG
Impuesto
34
%
FUENTE: LOHG
Precio de Venta Gas
FUENTE: EIA
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL AL CARIBE HASTA CUBA VÍA GASODUCTO Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado VPN TIR Payback Payback Descontado
Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado
0 -18.720.000.000 0 0 0 0 0 0 0 -18.720.000.000
1 0 3.014.900.000 -4.680.000.000 -936.000.000 333.020.000 -2.268.080.000 -771.147.200 -1.496.932.800 -2.432.932.800 -2.115.593.739
2 3.014.900.000 -4.680.000.000 -936.000.000 333.020.000 -2.268.080.000 -771.147.200 -1.496.932.800 -2.432.932.800 -1.839.646.730
3 3.014.900.000 -4.680.000.000 -936.000.000 333.020.000 -2.268.080.000 -771.147.200 -1.496.932.800 -2.432.932.800 -1.599.692.808
4
5
6
7
8
9
10
3.014.900.000 -4.680.000.000 -936.000.000 333.020.000 -2.268.080.000 -771.147.200 -1.496.932.800 -2.432.932.800 -1.391.037.225
3.014.900.000 -4.680.000.000 -936.000.000 333.020.000 -2.268.080.000 -771.147.200 -1.496.932.800 -2.432.932.800 -1.209.597.587
3.014.900.000 -4.680.000.000 -936.000.000 333.020.000 -2.268.080.000 -771.147.200 -1.496.932.800 -2.432.932.800 -1.051.823.988
3.014.900.000 -4.680.000.000 -936.000.000 333.020.000 -2.268.080.000 -771.147.200 -1.496.932.800 -2.432.932.800 -914.629.555
3.014.900.000 -4.680.000.000 -936.000.000 333.020.000 -2.268.080.000 -771.147.200 -1.496.932.800 -2.432.932.800 -795.330.048
3.014.900.000 -4.680.000.000 -936.000.000 333.020.000 -2.268.080.000 -771.147.200 -1.496.932.800 -2.432.932.800 -691.591.346
3.014.900.000 -4.680.000.000 -936.000.000 333.020.000 -2.268.080.000 -771.147.200 -1.496.932.800 -2.432.932.800 -601.383.779
14
15
16
17
18
19
20
3.014.900.000 -4.680.000.000 -936.000.000 333.020.000 -2.268.080.000 -771.147.200 -1.496.932.800 -2.432.932.800 -343.843.128
3.014.900.000 -4.680.000.000 -936.000.000 333.020.000 -2.268.080.000 -771.147.200 -1.496.932.800 -2.432.932.800 -298.994.024
3.014.900.000 -4.680.000.000 -936.000.000 333.020.000 -2.268.080.000 -771.147.200 -1.496.932.800 -2.432.932.800 -259.994.803
3.014.900.000 -4.680.000.000 -936.000.000 333.020.000 -2.268.080.000 -771.147.200 -1.496.932.800 -2.432.932.800 -226.082.438
3.014.900.000 -4.680.000.000 -936.000.000 333.020.000 -2.268.080.000 -771.147.200 -1.496.932.800 -2.432.932.800 -196.593.424
3.014.900.000 -4.680.000.000 -936.000.000 333.020.000 -2.268.080.000 -771.147.200 -1.496.932.800 -2.432.932.800 -170.950.804
3.014.900.000 -4.680.000.000 -936.000.000 333.020.000 -2.268.080.000 -771.147.200 -1.496.932.800 -2.432.932.800 -148.652.873
-33.948.532.849 #DIV/0! (Años) (Años)
0
11 0 0 0 0 0 0 0 0 0
3.014.900.000 -4.680.000.000 -936.000.000 333.020.000 -2.268.080.000 -771.147.200 -1.496.932.800 -2.432.932.800 -522.942.417
12 3.014.900.000 -4.680.000.000 -936.000.000 333.020.000 -2.268.080.000 -771.147.200 -1.496.932.800 -2.432.932.800 -454.732.536
13 3.014.900.000 -4.680.000.000 -936.000.000 333.020.000 -2.268.080.000 -771.147.200 -1.496.932.800 -2.432.932.800 -395.419.597
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A REPÚLICA DOMINICANA VÍA GASODUCTO DATOS CAPEX
OPEX/AÑO
TUBERIA 1840 Km
3.974.400.000
$
993.600.000
FUENTE: Martinez F.
COMPRESORES 6 x 5 x 200 MMPCED
5.400.000.000
$
1.350.000.000
FUENTE: Martinez F.
TOTAL
9.374.400.000
$
2.343.600.000
8.260
$/MMPCED
Regalías
20
%
FUENTE: LOHG
Impuesto
34
%
FUENTE: LOHG
Precio de Venta Gas
FUENTE: EIA
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A REPÚLICA DOMINICANA VÍA GASODUCTO Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado VPN TIR Payback Payback Descontado
Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado
0 -9.374.400.000 0 0 0 0 0 0 0 -9.374.400.000
1
2 0 3.014.900.000 3.014.900.000 -2.343.600.000 -2.343.600.000 -468.720.000 -468.720.000 -134.260.000 -134.260.000 68.320.000 68.320.000 23.228.800 23.228.800 45.091.200 45.091.200 -423.628.800 -423.628.800 -368.372.870 -320.324.234
3
4
5
6
7
8
9
10
3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 -2.343.600.000 -2.343.600.000 -2.343.600.000 -2.343.600.000 -2.343.600.000 -2.343.600.000 -2.343.600.000 -2.343.600.000 -468.720.000 -468.720.000 -468.720.000 -468.720.000 -468.720.000 -468.720.000 -468.720.000 -468.720.000 -134.260.000 -134.260.000 -134.260.000 -134.260.000 -134.260.000 -134.260.000 -134.260.000 -134.260.000 68.320.000 68.320.000 68.320.000 68.320.000 68.320.000 68.320.000 68.320.000 68.320.000 23.228.800 23.228.800 23.228.800 23.228.800 23.228.800 23.228.800 23.228.800 23.228.800 45.091.200 45.091.200 45.091.200 45.091.200 45.091.200 45.091.200 45.091.200 45.091.200 -423.628.800 -423.628.800 -423.628.800 -423.628.800 -423.628.800 -423.628.800 -423.628.800 -423.628.800 -278.542.813 -242.211.141 -210.618.384 -183.146.421 -159.257.757 -138.485.006 -120.421.744 -104.714.560
-12.026.033.081 #DIV/0! (Años) (Años)
0
11 0 0 0 0 0 0 0 0 0
12
3.014.900.000 3.014.900.000 -2.343.600.000 -2.343.600.000 -468.720.000 -468.720.000 -134.260.000 -134.260.000 68.320.000 68.320.000 23.228.800 23.228.800 45.091.200 45.091.200 -423.628.800 -423.628.800 -91.056.140 -79.179.252
13
14
15
16
17
18
19
20
3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 3.014.900.000 -2.343.600.000 -2.343.600.000 -2.343.600.000 -2.343.600.000 -2.343.600.000 -2.343.600.000 -2.343.600.000 -2.343.600.000 -468.720.000 -468.720.000 -468.720.000 -468.720.000 -468.720.000 -468.720.000 -468.720.000 -468.720.000 -134.260.000 -134.260.000 -134.260.000 -134.260.000 -134.260.000 -134.260.000 -134.260.000 -134.260.000 68.320.000 68.320.000 68.320.000 68.320.000 68.320.000 68.320.000 68.320.000 68.320.000 23.228.800 23.228.800 23.228.800 23.228.800 23.228.800 23.228.800 23.228.800 23.228.800 45.091.200 45.091.200 45.091.200 45.091.200 45.091.200 45.091.200 45.091.200 45.091.200 -423.628.800 -423.628.800 -423.628.800 -423.628.800 -423.628.800 -423.628.800 -423.628.800 -423.628.800 -68.851.523 -59.870.890 -52.061.643 -45.270.994 -39.366.082 -34.231.376 -29.766.414 -25.883.838
EVALUACIONES ECONÓMICAS OPCIONES GTL
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL AL CARIBE VÍA GTL DATOS CAPEX
PLANTA GTL @ 100 MBD
OPEX/AÑO
2.500.000.000
$
730.000.000
174.000.000
$
6.205.000
2.674.000.000
$
736.205.000
Precio de Venta GLP
91
c/gal
FUENTE: EIA
Precio de Venta Nafta
162
c/gal
FUENTE: EIA
Precio de Venta Diesel
169
c/gal
FUENTE: EIA
Precio de Venta Bases Lubricantes
383
c/gal
FUENTE: ICIS
Regalías
20
%
FUENTE: LOHG
Impuesto
34
%
FUENTE: LOHG
BARCOS 3 Barcos TOTAL
FUENTE: Marco Gonzalez
FUENTE: Compass / Hauke
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL AL CARIBE VÍA GTL Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado VPN TIR Payback Payback Descontado
Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado
0 -2.674.000.000 0 0 0 0 0 0 0 -2.674.000.000
1 0 3.529.928.724 -736.205.000 -133.700.000 -572.285.745 2.087.737.979 709.830.913 1.377.907.066 1.244.207.066 1.081.919.188
2 3.529.928.724 -736.205.000 -133.700.000 -572.285.745 2.087.737.979 709.830.913 1.377.907.066 1.244.207.066 940.799.294
3 3.529.928.724 -736.205.000 -133.700.000 -572.285.745 2.087.737.979 709.830.913 1.377.907.066 1.244.207.066 818.086.343
4
5
6
7
8
9
10
3.529.928.724 -736.205.000 -133.700.000 -572.285.745 2.087.737.979 709.830.913 1.377.907.066 1.244.207.066 711.379.428
3.529.928.724 -736.205.000 -133.700.000 -572.285.745 2.087.737.979 709.830.913 1.377.907.066 1.244.207.066 618.590.807
3.529.928.724 -736.205.000 -133.700.000 -572.285.745 2.087.737.979 709.830.913 1.377.907.066 1.244.207.066 537.905.050
3.529.928.724 -736.205.000 -133.700.000 -572.285.745 2.087.737.979 709.830.913 1.377.907.066 1.244.207.066 467.743.522
3.529.928.724 -736.205.000 -133.700.000 -572.285.745 2.087.737.979 709.830.913 1.377.907.066 1.244.207.066 406.733.497
3.529.928.724 -736.205.000 -133.700.000 -572.285.745 2.087.737.979 709.830.913 1.377.907.066 1.244.207.066 353.681.302
3.529.928.724 -736.205.000 -133.700.000 -572.285.745 2.087.737.979 709.830.913 1.377.907.066 1.244.207.066 307.548.958
14
15
16
17
18
19
20
3.529.928.724 -736.205.000 -133.700.000 -572.285.745 2.087.737.979 709.830.913 1.377.907.066 1.244.207.066 175.842.115
3.529.928.724 -736.205.000 -133.700.000 -572.285.745 2.087.737.979 709.830.913 1.377.907.066 1.244.207.066 152.906.187
3.529.928.724 -736.205.000 -133.700.000 -572.285.745 2.087.737.979 709.830.913 1.377.907.066 1.244.207.066 132.961.902
3.529.928.724 -736.205.000 -133.700.000 -572.285.745 2.087.737.979 709.830.913 1.377.907.066 1.244.207.066 115.619.045
3.529.928.724 -736.205.000 -133.700.000 -572.285.745 2.087.737.979 709.830.913 1.377.907.066 1.244.207.066 100.538.300
3.529.928.724 -736.205.000 -133.700.000 -572.285.745 2.087.737.979 709.830.913 1.377.907.066 1.244.207.066 87.424.609
3.529.928.724 -736.205.000 -133.700.000 -572.285.745 2.087.737.979 709.830.913 1.377.907.066 1.244.207.066 76.021.399
5.113.904.450 46,507% 2,15 (Años) 3,00 (Años)
0
11 0 0 0 0 0 0 0 0 0
3.529.928.724 -736.205.000 -133.700.000 -572.285.745 2.087.737.979 709.830.913 1.377.907.066 1.244.207.066 267.433.877
12 3.529.928.724 -736.205.000 -133.700.000 -572.285.745 2.087.737.979 709.830.913 1.377.907.066 1.244.207.066 232.551.197
13 3.529.928.724 -736.205.000 -133.700.000 -572.285.745 2.087.737.979 709.830.913 1.377.907.066 1.244.207.066 202.218.432
EVALUACIONES ECONÓMICAS ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD OPCIONES GNL
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A EEUU VÍA GNL (SENSIBILIDAD PRECIO MAS BAJO 2005 - 2006) DATOS CAPEX
PLANTA LNG @ 1000 MMPCED
OPEX/AÑO
1.950.000.000
$
BARCOS LNG 4 x 138.000 MC
760.000.000
$
PLANTA REGAS.
877.000.000
$
55.000.000
3.587.000.000
$
146.000.000
5.727
$/MMPCED
Regalías
20
%
FUENTE: LOHG
Impuesto
34
%
FUENTE: LOHG
TOTAL Precio de Venta Gas
91.000.000
FUENTE: Simmons
FUENTE: Simmons FUENTE: Simmons
FUENTE: EIA
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A EEUU VÍA GNL (SENSIBILIDAD PRECIO MAS BAJO 2005 - 2006) Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado VPN TIR Payback Payback Descontado Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado
0 -3.587.000.000 0 0 0 0 0 0 0 -3.587.000.000
1
2 0 2.090.355.000 2.090.355.000 -146.000.000 -146.000.000 -179.350.000 -179.350.000 -238.721.000 -238.721.000 1.526.284.000 1.526.284.000 518.936.560 518.936.560 1.007.347.440 1.007.347.440 827.997.440 827.997.440 719.997.774 626.085.021
3
4
5
6
7
8
9
10
2.090.355.000 2.090.355.000 2.090.355.000 2.090.355.000 2.090.355.000 2.090.355.000 2.090.355.000 2.090.355.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -179.350.000 -179.350.000 -179.350.000 -179.350.000 -179.350.000 -179.350.000 -179.350.000 -179.350.000 -238.721.000 -238.721.000 -238.721.000 -238.721.000 -238.721.000 -238.721.000 -238.721.000 -238.721.000 1.526.284.000 1.526.284.000 1.526.284.000 1.526.284.000 1.526.284.000 1.526.284.000 1.526.284.000 1.526.284.000 518.936.560 518.936.560 518.936.560 518.936.560 518.936.560 518.936.560 518.936.560 518.936.560 1.007.347.440 1.007.347.440 1.007.347.440 1.007.347.440 1.007.347.440 1.007.347.440 1.007.347.440 1.007.347.440 827.997.440 827.997.440 827.997.440 827.997.440 827.997.440 827.997.440 827.997.440 827.997.440 544.421.757 473.410.224 411.661.064 357.966.143 311.274.907 270.673.832 235.368.549 204.668.304
1.595.710.436 22,697% 4,33 (Años) 8,00 (Años) 0
11 0 0 0 0 0 0 0 0 0
12
2.090.355.000 2.090.355.000 -146.000.000 -146.000.000 -179.350.000 -179.350.000 -238.721.000 -238.721.000 1.526.284.000 1.526.284.000 518.936.560 518.936.560 1.007.347.440 1.007.347.440 827.997.440 827.997.440 177.972.438 154.758.642
13
14
15
16
17
18
19
20
2.090.355.000 2.090.355.000 2.090.355.000 2.090.355.000 2.090.355.000 2.090.355.000 2.090.355.000 2.090.355.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -179.350.000 -179.350.000 -179.350.000 -179.350.000 -179.350.000 -179.350.000 -179.350.000 -179.350.000 -238.721.000 -238.721.000 -238.721.000 -238.721.000 -238.721.000 -238.721.000 -238.721.000 -238.721.000 1.526.284.000 1.526.284.000 1.526.284.000 1.526.284.000 1.526.284.000 1.526.284.000 1.526.284.000 1.526.284.000 518.936.560 518.936.560 518.936.560 518.936.560 518.936.560 518.936.560 518.936.560 518.936.560 1.007.347.440 1.007.347.440 1.007.347.440 1.007.347.440 1.007.347.440 1.007.347.440 1.007.347.440 1.007.347.440 827.997.440 827.997.440 827.997.440 827.997.440 827.997.440 827.997.440 827.997.440 827.997.440 134.572.732 117.019.767 101.756.319 88.483.756 76.942.396 66.906.432 58.179.506 50.590.875
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A CANADÁ VÍA GNL (SENSIBILIDAD PRECIO MAS BAJO 2005 - 2006 DATOS CAPEX
PLANTA LNG @ 1000 MMPCED
OPEX/AÑO
1.950.000.000
$
BARCOS LNG 5 x 138.000 MC
950.000.000
$
PLANTA REGAS.
877.000.000
$
55.000.000
3.777.000.000
$
146.000.000
5.646
$/MMPCED
Regalías
20
%
FUENTE: LOHG
Impuesto
34
%
FUENTE: LOHG
TOTAL Precio de Venta Gas
91.000.000
FUENTE: Simmons
FUENTE: Simmons FUENTE: Simmons
FUENTE: EIA
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A CANADÁ VÍA GNL (SENSIBILIDAD PRECIO MAS BAJO 2005 - 2006) Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado VPN TIR Payback Payback Descontado
Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado
0 -3.777.000.000 0 0 0 0 0 0 0 -3.777.000.000
1
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3
4
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6
7
8
9
10
2.060.790.000 2.060.790.000 2.060.790.000 2.060.790.000 2.060.790.000 2.060.790.000 2.060.790.000 2.060.790.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -223.308.000 -223.308.000 -223.308.000 -223.308.000 -223.308.000 -223.308.000 -223.308.000 -223.308.000 1.502.632.000 1.502.632.000 1.502.632.000 1.502.632.000 1.502.632.000 1.502.632.000 1.502.632.000 1.502.632.000 510.894.880 510.894.880 510.894.880 510.894.880 510.894.880 510.894.880 510.894.880 510.894.880 991.737.120 991.737.120 991.737.120 991.737.120 991.737.120 991.737.120 991.737.120 991.737.120 802.887.120 802.887.120 802.887.120 802.887.120 802.887.120 802.887.120 802.887.120 802.887.120 527.911.314 459.053.317 399.176.797 347.110.258 301.835.007 262.465.224 228.230.629 198.461.417
1.248.536.620 20,769% 4,70 (Años) 8,00 (Años)
0
11 0 0 0 0 0 0 0 0 0
12
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20
2.060.790.000 2.060.790.000 2.060.790.000 2.060.790.000 2.060.790.000 2.060.790.000 2.060.790.000 2.060.790.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -223.308.000 -223.308.000 -223.308.000 -223.308.000 -223.308.000 -223.308.000 -223.308.000 -223.308.000 1.502.632.000 1.502.632.000 1.502.632.000 1.502.632.000 1.502.632.000 1.502.632.000 1.502.632.000 1.502.632.000 510.894.880 510.894.880 510.894.880 510.894.880 510.894.880 510.894.880 510.894.880 510.894.880 991.737.120 991.737.120 991.737.120 991.737.120 991.737.120 991.737.120 991.737.120 991.737.120 802.887.120 802.887.120 802.887.120 802.887.120 802.887.120 802.887.120 802.887.120 802.887.120 130.491.603 113.470.959 98.670.399 85.800.347 74.608.998 64.877.389 56.415.121 49.056.627
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A MÉXICO VÍA GNL (SENSIBILIDAD PRECIO MAS BAJO 2005 - 2006) DATOS CAPEX
OPEX/AÑO
PLANTA LNG @ 270 MMPCED
1.950.000.000
$
BARCOS LNG 4 x 138.000 MC
760.000.000
$
PLANTA REGAS.
877.000.000
$
55.000.000
3.587.000.000
$
146.000.000
5.697
$/MMPCED
Regalías
20
%
FUENTE: LOHG
Impuesto
34
%
FUENTE: LOHG
TOTAL Precio de Venta Gas
91.000.000
FUENTE: Simmons
FUENTE: Simmons FUENTE: Simmons
FUENTE: EIA
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A MÉXICO VÍA GNL (SENSIBILIDAD PRECIO MAS BAJO 2005 - 2006) Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado VPN TIR Payback Payback Descontado
Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado
0 -3.587.000.000 0 0 0 0 0 0 0 -3.587.000.000
1
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3
4
5
6
7
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9
10
2.079.405.000 2.079.405.000 2.079.405.000 2.079.405.000 2.079.405.000 2.079.405.000 2.079.405.000 2.079.405.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -179.350.000 -179.350.000 -179.350.000 -179.350.000 -179.350.000 -179.350.000 -179.350.000 -179.350.000 -236.531.000 -236.531.000 -236.531.000 -236.531.000 -236.531.000 -236.531.000 -236.531.000 -236.531.000 1.517.524.000 1.517.524.000 1.517.524.000 1.517.524.000 1.517.524.000 1.517.524.000 1.517.524.000 1.517.524.000 515.958.160 515.958.160 515.958.160 515.958.160 515.958.160 515.958.160 515.958.160 515.958.160 1.001.565.840 1.001.565.840 1.001.565.840 1.001.565.840 1.001.565.840 1.001.565.840 1.001.565.840 1.001.565.840 822.215.840 822.215.840 822.215.840 822.215.840 822.215.840 822.215.840 822.215.840 822.215.840 540.620.261 470.104.575 408.786.587 355.466.597 309.101.389 268.783.817 233.725.058 203.239.181
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0
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12
2.079.405.000 2.079.405.000 -146.000.000 -146.000.000 -179.350.000 -179.350.000 -236.531.000 -236.531.000 1.517.524.000 1.517.524.000 515.958.160 515.958.160 1.001.565.840 1.001.565.840 822.215.840 822.215.840 176.729.722 153.678.019
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20
2.079.405.000 2.079.405.000 2.079.405.000 2.079.405.000 2.079.405.000 2.079.405.000 2.079.405.000 2.079.405.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -179.350.000 -179.350.000 -179.350.000 -179.350.000 -179.350.000 -179.350.000 -179.350.000 -179.350.000 -236.531.000 -236.531.000 -236.531.000 -236.531.000 -236.531.000 -236.531.000 -236.531.000 -236.531.000 1.517.524.000 1.517.524.000 1.517.524.000 1.517.524.000 1.517.524.000 1.517.524.000 1.517.524.000 1.517.524.000 515.958.160 515.958.160 515.958.160 515.958.160 515.958.160 515.958.160 515.958.160 515.958.160 1.001.565.840 1.001.565.840 1.001.565.840 1.001.565.840 1.001.565.840 1.001.565.840 1.001.565.840 1.001.565.840 822.215.840 822.215.840 822.215.840 822.215.840 822.215.840 822.215.840 822.215.840 822.215.840 133.633.060 116.202.661 101.045.792 87.865.906 76.405.136 66.439.249 57.773.260 50.237.617
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A BRASIL FORTALEZA VÍA GNL (SENSIBILIDAD PRECIO MAS BAJO 2005 - 2006 DATOS CAPEX
PLANTA LNG @ 1000 MMPCED
OPEX/AÑO
1.950.000.000
$
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$
PLANTA REGAS.
877.000.000
$
55.000.000
3.397.000.000
$
146.000.000
5.818
$/MMPCED
Regalías
20
%
FUENTE: LOHG
Impuesto
34
%
FUENTE: LOHG
TOTAL Precio de Venta Gas
91.000.000
FUENTE: Simmons
FUENTE: Simmons FUENTE: Simmons
FUENTE: EIA
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A BRASIL FORTALEZA VÍA GNL (SENSIBILIDAD PRECIO MAS BAJO 2005 - 2006) Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado VPN TIR Payback Payback Descontado
Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado
0 -3.397.000.000 0 0 0 0 0 0 0 -3.397.000.000
1
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3
4
5
6
7
8
9
10
2.123.570.000 2.123.570.000 2.123.570.000 2.123.570.000 2.123.570.000 2.123.570.000 2.123.570.000 2.123.570.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -169.850.000 -169.850.000 -169.850.000 -169.850.000 -169.850.000 -169.850.000 -169.850.000 -169.850.000 -254.864.000 -254.864.000 -254.864.000 -254.864.000 -254.864.000 -254.864.000 -254.864.000 -254.864.000 1.552.856.000 1.552.856.000 1.552.856.000 1.552.856.000 1.552.856.000 1.552.856.000 1.552.856.000 1.552.856.000 527.971.040 527.971.040 527.971.040 527.971.040 527.971.040 527.971.040 527.971.040 527.971.040 1.024.884.960 1.024.884.960 1.024.884.960 1.024.884.960 1.024.884.960 1.024.884.960 1.024.884.960 1.024.884.960 855.034.960 855.034.960 855.034.960 855.034.960 855.034.960 855.034.960 855.034.960 855.034.960 562.199.365 488.869.013 425.103.490 369.655.209 321.439.312 279.512.445 243.054.300 211.351.565
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0
11 0 0 0 0 0 0 0 0 0
12
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20
2.123.570.000 2.123.570.000 2.123.570.000 2.123.570.000 2.123.570.000 2.123.570.000 2.123.570.000 2.123.570.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -169.850.000 -169.850.000 -169.850.000 -169.850.000 -169.850.000 -169.850.000 -169.850.000 -169.850.000 -254.864.000 -254.864.000 -254.864.000 -254.864.000 -254.864.000 -254.864.000 -254.864.000 -254.864.000 1.552.856.000 1.552.856.000 1.552.856.000 1.552.856.000 1.552.856.000 1.552.856.000 1.552.856.000 1.552.856.000 527.971.040 527.971.040 527.971.040 527.971.040 527.971.040 527.971.040 527.971.040 527.971.040 1.024.884.960 1.024.884.960 1.024.884.960 1.024.884.960 1.024.884.960 1.024.884.960 1.024.884.960 1.024.884.960 855.034.960 855.034.960 855.034.960 855.034.960 855.034.960 855.034.960 855.034.960 855.034.960 138.967.085 120.840.943 105.079.081 91.373.114 79.454.882 69.091.202 60.079.306 52.242.875
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A BRASIL SAO MATEO VÍA GNL (SENSIBILIDAD PRECIO MAS BAJO 2005 - 2006 DATOS CAPEX
PLANTA LNG @ 1000 MMPCED
OPEX/AÑO
1.950.000.000
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BARCOS LNG 5 x 138.000 MC
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PLANTA REGAS.
877.000.000
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3.777.000.000
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146.000.000
5.596
$/MMPCED
Regalías
20
%
FUENTE: LOHG
Impuesto
34
%
FUENTE: LOHG
TOTAL Precio de Venta Gas
91.000.000
FUENTE: Simmons
FUENTE: Simmons FUENTE: Simmons
FUENTE: EIA
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A BRASIL SAO MATEO VÍA GNL (SENSIBILIDAD PRECIO MAS BAJO 2005 - 2006) Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado VPN TIR Payback Payback Descontado
Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado
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1
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2.042.540.000 2.042.540.000 2.042.540.000 2.042.540.000 2.042.540.000 2.042.540.000 2.042.540.000 2.042.540.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -219.658.000 -219.658.000 -219.658.000 -219.658.000 -219.658.000 -219.658.000 -219.658.000 -219.658.000 1.488.032.000 1.488.032.000 1.488.032.000 1.488.032.000 1.488.032.000 1.488.032.000 1.488.032.000 1.488.032.000 505.930.880 505.930.880 505.930.880 505.930.880 505.930.880 505.930.880 505.930.880 505.930.880 982.101.120 982.101.120 982.101.120 982.101.120 982.101.120 982.101.120 982.101.120 982.101.120 793.251.120 793.251.120 793.251.120 793.251.120 793.251.120 793.251.120 793.251.120 793.251.120 521.575.488 453.543.902 394.386.002 342.944.350 298.212.478 259.315.198 225.491.477 196.079.545
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0
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2.042.540.000 2.042.540.000 2.042.540.000 2.042.540.000 2.042.540.000 2.042.540.000 2.042.540.000 2.042.540.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -219.658.000 -219.658.000 -219.658.000 -219.658.000 -219.658.000 -219.658.000 -219.658.000 -219.658.000 1.488.032.000 1.488.032.000 1.488.032.000 1.488.032.000 1.488.032.000 1.488.032.000 1.488.032.000 1.488.032.000 505.930.880 505.930.880 505.930.880 505.930.880 505.930.880 505.930.880 505.930.880 505.930.880 982.101.120 982.101.120 982.101.120 982.101.120 982.101.120 982.101.120 982.101.120 982.101.120 793.251.120 793.251.120 793.251.120 793.251.120 793.251.120 793.251.120 793.251.120 793.251.120 128.925.484 112.109.116 97.486.188 84.770.598 73.713.564 64.098.751 55.738.044 48.467.865
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A BRASIL FORTALEZA VÍA GNL (SENSIBILIDAD PRECIO ACTUAL EN BRASIL 5 USD/MMBTU DATOS OPEX/AÑO
CAPEX
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1.950.000.000
$
BARCOS LNG 3 x 138.000 MC
570.000.000
$
PLANTA REGAS.
877.000.000
$
55.000.000
3.397.000.000
$
146.000.000
4.848
$/MMPCED
Regalías
20
%
FUENTE: LOHG
Impuesto
34
%
FUENTE: LOHG
TOTAL Precio de Venta Gas
91.000.000
FUENTE: Simmons
FUENTE: Simmons FUENTE: Simmons
FUENTE: Business World News
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A BRASIL FORTALEZA VÍA GNL (SENSIBILIDAD PRECIO ACTUAL EN BRASIL 5 USD/MMBTU) Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado VPN TIR Payback Payback Descontado
Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado
0 -3.397.000.000 0 0 0 0 0 0 0 -3.397.000.000
1
2 0 1.769.520.000 1.769.520.000 -146.000.000 -146.000.000 -169.850.000 -169.850.000 -184.054.000 -184.054.000 1.269.616.000 1.269.616.000 431.669.440 431.669.440 837.946.560 837.946.560 668.096.560 668.096.560 580.953.530 505.176.983
3
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1.769.520.000 1.769.520.000 1.769.520.000 1.769.520.000 1.769.520.000 1.769.520.000 1.769.520.000 1.769.520.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -169.850.000 -169.850.000 -169.850.000 -169.850.000 -169.850.000 -169.850.000 -169.850.000 -169.850.000 -184.054.000 -184.054.000 -184.054.000 -184.054.000 -184.054.000 -184.054.000 -184.054.000 -184.054.000 1.269.616.000 1.269.616.000 1.269.616.000 1.269.616.000 1.269.616.000 1.269.616.000 1.269.616.000 1.269.616.000 431.669.440 431.669.440 431.669.440 431.669.440 431.669.440 431.669.440 431.669.440 431.669.440 837.946.560 837.946.560 837.946.560 837.946.560 837.946.560 837.946.560 837.946.560 837.946.560 668.096.560 668.096.560 668.096.560 668.096.560 668.096.560 668.096.560 668.096.560 668.096.560 439.284.333 381.986.377 332.162.067 288.836.580 251.162.243 218.401.951 189.914.740 165.143.252
784.837.825 19,068% 5,08 (Años) 11,00 (Años)
0
11 0 0 0 0 0 0 0 0 0
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EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A BRASIL SAO MATEO VÍA GNL (SENSIBILIDAD PRECIO ACTUAL EN BRASIL 5 USD/MMBTU DATOS OPEX/AÑO
CAPEX
PLANTA LNG @ 1000 MMPCED
1.950.000.000
$
BARCOS LNG 3 x 138.000 MC
950.000.000
$
PLANTA REGAS.
877.000.000
$
55.000.000
3.777.000.000
$
146.000.000
4.626
$/MMPCED
Regalías
20
%
FUENTE: LOHG
Impuesto
34
%
FUENTE: LOHG
TOTAL Precio de Venta Gas
91.000.000
FUENTE: Simmons
FUENTE: Simmons FUENTE: Simmons
FUENTE: Business World News
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A BRASIL SAO MATEO VÍA GNL (SENSIBILIDAD PRECIO ACTUAL EN BRASIL 5 USD/MMBTU) Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado VPN TIR Payback Payback Descontado
Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado
0 -3.777.000.000 0 0 0 0 0 0 0 -3.777.000.000
1
2 0 1.688.490.000 1.688.490.000 -146.000.000 -146.000.000 -188.850.000 -188.850.000 -148.848.000 -148.848.000 1.204.792.000 1.204.792.000 409.629.280 409.629.280 795.162.720 795.162.720 606.312.720 606.312.720 527.228.452 458.459.524
3
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5
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7
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10
1.688.490.000 1.688.490.000 1.688.490.000 1.688.490.000 1.688.490.000 1.688.490.000 1.688.490.000 1.688.490.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -148.848.000 -148.848.000 -148.848.000 -148.848.000 -148.848.000 -148.848.000 -148.848.000 -148.848.000 1.204.792.000 1.204.792.000 1.204.792.000 1.204.792.000 1.204.792.000 1.204.792.000 1.204.792.000 1.204.792.000 409.629.280 409.629.280 409.629.280 409.629.280 409.629.280 409.629.280 409.629.280 409.629.280 795.162.720 795.162.720 795.162.720 795.162.720 795.162.720 795.162.720 795.162.720 795.162.720 606.312.720 606.312.720 606.312.720 606.312.720 606.312.720 606.312.720 606.312.720 606.312.720 398.660.455 346.661.266 301.444.579 262.125.721 227.935.409 198.204.704 172.351.916 149.871.232
18.112.291 15,087% 6,23 (Años) 20,00 (Años)
0
11 0 0 0 0 0 0 0 0 0
12
1.688.490.000 1.688.490.000 -146.000.000 -146.000.000 -188.850.000 -188.850.000 -148.848.000 -148.848.000 1.204.792.000 1.204.792.000 409.629.280 409.629.280 795.162.720 795.162.720 606.312.720 606.312.720 130.322.810 113.324.183
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1.688.490.000 1.688.490.000 1.688.490.000 1.688.490.000 1.688.490.000 1.688.490.000 1.688.490.000 1.688.490.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -146.000.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -188.850.000 -148.848.000 -148.848.000 -148.848.000 -148.848.000 -148.848.000 -148.848.000 -148.848.000 -148.848.000 1.204.792.000 1.204.792.000 1.204.792.000 1.204.792.000 1.204.792.000 1.204.792.000 1.204.792.000 1.204.792.000 409.629.280 409.629.280 409.629.280 409.629.280 409.629.280 409.629.280 409.629.280 409.629.280 795.162.720 795.162.720 795.162.720 795.162.720 795.162.720 795.162.720 795.162.720 795.162.720 606.312.720 606.312.720 606.312.720 606.312.720 606.312.720 606.312.720 606.312.720 606.312.720 98.542.767 85.689.363 74.512.490 64.793.469 56.342.147 48.993.171 42.602.758 37.045.876
EVALUACIONES ECONÓMICAS ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD OPCIONES GNC
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL AL CARIBE Y EEUU VÍA GNC (SENSIBILIDAD PRECIO PROMEDIO 2006 EN HENRY HUB DATOS OPEX/AÑO
CAPEX
PLANTA GNC @ 1000 MMPCED
900.000.000
$
303.300.000
FUENTE: Martinez / Wagner
BARCOS GNC 36 x 350 MMPC
3.960.000.000
$
276.487.500
FUENTE: Marco Gonzalez / Wagner
TOTAL
4.860.000.000
$
579.787.500
6.141
$/MMPCED
Regalías
20
%
FUENTE: LOHG
Impuesto
34
%
FUENTE: LOHG
Precio de Venta Gas
FUENTE: Nebraska Government
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL AL CARIBE Y EEUU VÍA GNC (SENSIBILIDAD PRECIO PROMEDIO 2006 EN HENRY HUB) Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado VPN TIR Payback Payback Descontado
Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado
0 -4.860.000.000 0 0 0 0 0 0 0 -4.860.000.000
1
2 0 2.241.465.000 2.241.465.000 -579.787.500 -579.787.500 -243.000.000 -243.000.000 -205.293.000 -205.293.000 1.213.384.500 1.213.384.500 412.550.730 412.550.730 800.833.770 800.833.770 557.833.770 557.833.770 485.072.843 421.802.473
3
4
5
6
7
8
9
10
2.241.465.000 2.241.465.000 2.241.465.000 2.241.465.000 2.241.465.000 2.241.465.000 2.241.465.000 2.241.465.000 -579.787.500 -579.787.500 -579.787.500 -579.787.500 -579.787.500 -579.787.500 -579.787.500 -579.787.500 -243.000.000 -243.000.000 -243.000.000 -243.000.000 -243.000.000 -243.000.000 -243.000.000 -243.000.000 -205.293.000 -205.293.000 -205.293.000 -205.293.000 -205.293.000 -205.293.000 -205.293.000 -205.293.000 1.213.384.500 1.213.384.500 1.213.384.500 1.213.384.500 1.213.384.500 1.213.384.500 1.213.384.500 1.213.384.500 412.550.730 412.550.730 412.550.730 412.550.730 412.550.730 412.550.730 412.550.730 412.550.730 800.833.770 800.833.770 800.833.770 800.833.770 800.833.770 800.833.770 800.833.770 800.833.770 557.833.770 557.833.770 557.833.770 557.833.770 557.833.770 557.833.770 557.833.770 557.833.770 366.784.759 318.943.268 277.341.973 241.166.933 209.710.376 182.356.849 158.571.173 137.887.977
-1.368.333.526 9,664% 8,71 (Años) >20 (Años)
0
11 0 0 0 0 0 0 0 0 0
12
2.241.465.000 2.241.465.000 -579.787.500 -579.787.500 -243.000.000 -243.000.000 -205.293.000 -205.293.000 1.213.384.500 1.213.384.500 412.550.730 412.550.730 800.833.770 800.833.770 557.833.770 557.833.770 119.902.588 104.263.120
13
14
15
16
17
18
19
20
2.241.465.000 2.241.465.000 2.241.465.000 2.241.465.000 2.241.465.000 2.241.465.000 2.241.465.000 2.241.465.000 -579.787.500 -579.787.500 -579.787.500 -579.787.500 -579.787.500 -579.787.500 -579.787.500 -579.787.500 -243.000.000 -243.000.000 -243.000.000 -243.000.000 -243.000.000 -243.000.000 -243.000.000 -243.000.000 -205.293.000 -205.293.000 -205.293.000 -205.293.000 -205.293.000 -205.293.000 -205.293.000 -205.293.000 1.213.384.500 1.213.384.500 1.213.384.500 1.213.384.500 1.213.384.500 1.213.384.500 1.213.384.500 1.213.384.500 412.550.730 412.550.730 412.550.730 412.550.730 412.550.730 412.550.730 412.550.730 412.550.730 800.833.770 800.833.770 800.833.770 800.833.770 800.833.770 800.833.770 800.833.770 800.833.770 557.833.770 557.833.770 557.833.770 557.833.770 557.833.770 557.833.770 557.833.770 557.833.770 90.663.583 78.837.898 68.554.694 59.612.777 51.837.198 45.075.824 39.196.369 34.083.799
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL AL CARIBE HASTA REPÚBLICA DOMINICANA VIA GNC (SENSIBILIDAD PRECIO PROMEDIO 2006 EN HENRY HUB) DATOS CAPEX
OPEX/AÑO
PLANTA GNC @ 300 MMPCED
300.000.000
$
102.000.000
FUENTE: Francisco Martínez / Wagner
BARCOS GNC 6 x 300.000 MMPC
660.000.000
$
122.760.450
FUENTE: Wagner
TOTAL
960.000.000
$
224.760.450
6.141
$/MMPCED
Regalías
20
%
FUENTE: LOHG
Impuesto
34
%
FUENTE: LOHG
Precio de Venta Gas
FUENTE: Nebraska Government
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL AL CARIBE HASTA REPÚBLICA DOMINICANA VIA GNC (SENSIBILIDAD PRECIO PROMEDIO 2006 EN HENRY HUB) Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado VPN TIR Payback Payback Descontado
0 -960.000.000 0 0 0 0 0 0 0 -960.000.000
Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado
0
1 0 672.439.500 -224.760.450 -48.000.000 -86.487.900 313.191.150 106.484.991 206.706.159 158.706.159 138.005.356
2 672.439.500 -224.760.450 -48.000.000 -86.487.900 313.191.150 106.484.991 206.706.159 158.706.159 120.004.657
3 672.439.500 -224.760.450 -48.000.000 -86.487.900 313.191.150 106.484.991 206.706.159 158.706.159 104.351.876
4 672.439.500 -224.760.450 -48.000.000 -86.487.900 313.191.150 106.484.991 206.706.159 158.706.159 90.740.762
5 672.439.500 -224.760.450 -48.000.000 -86.487.900 313.191.150 106.484.991 206.706.159 158.706.159 78.905.010
6 672.439.500 -224.760.450 -48.000.000 -86.487.900 313.191.150 106.484.991 206.706.159 158.706.159 68.613.052
7 672.439.500 -224.760.450 -48.000.000 -86.487.900 313.191.150 106.484.991 206.706.159 158.706.159 59.663.524
8 672.439.500 -224.760.450 -48.000.000 -86.487.900 313.191.150 106.484.991 206.706.159 158.706.159 51.881.325
9 672.439.500 -224.760.450 -48.000.000 -86.487.900 313.191.150 106.484.991 206.706.159 158.706.159 45.114.196
10 672.439.500 -224.760.450 -48.000.000 -86.487.900 313.191.150 106.484.991 206.706.159 158.706.159 39.229.735
33.394.456 15,626% 6,05 (Años) 18,00 (Años)
11 0 0 0 0 0 0 0 0 0
672.439.500 -224.760.450 -48.000.000 -86.487.900 313.191.150 106.484.991 206.706.159 158.706.159 34.112.813
12 672.439.500 -224.760.450 -48.000.000 -86.487.900 313.191.150 106.484.991 206.706.159 158.706.159 29.663.316
13 672.439.500 -224.760.450 -48.000.000 -86.487.900 313.191.150 106.484.991 206.706.159 158.706.159 25.794.188
14 672.439.500 -224.760.450 -48.000.000 -86.487.900 313.191.150 106.484.991 206.706.159 158.706.159 22.429.728
15 672.439.500 -224.760.450 -48.000.000 -86.487.900 313.191.150 106.484.991 206.706.159 158.706.159 19.504.112
16 672.439.500 -224.760.450 -48.000.000 -86.487.900 313.191.150 106.484.991 206.706.159 158.706.159 16.960.097
17 672.439.500 -224.760.450 -48.000.000 -86.487.900 313.191.150 106.484.991 206.706.159 158.706.159 14.747.911
18 672.439.500 -224.760.450 -48.000.000 -86.487.900 313.191.150 106.484.991 206.706.159 158.706.159 12.824.270
19 672.439.500 -224.760.450 -48.000.000 -86.487.900 313.191.150 106.484.991 206.706.159 158.706.159 11.151.539
20 672.439.500 -224.760.450 -48.000.000 -86.487.900 313.191.150 106.484.991 206.706.159 158.706.159 9.696.991
EVALUACIONES ECONÓMICAS ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD OPCIONES GASODUCTO
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A BRASIL UAIREN VÍA GASODUCTO (SENSIBILIDAD PRECIO ACTUAL EN BRASIL 5 USD/MMBTU) DATOS OPEX/AÑO
CAPEX
TUBERIA 550 Km
990.000.000
$
247.500.000
FUENTE: Martinez F.
PLANTA COMPRESORA 2 X 5 x 200 MMPCED
1.800.000.000
$
450.000.000
FUENTE: Martinez F.
TOTAL
2.790.000.000
$
697.500.000
5.050
$/MMPCED
Regalías
20
%
FUENTE: LOHG
Impuesto
34
%
FUENTE: LOHG
Precio de Venta Gas
FUENTE: Business World News
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A BRASIL UAIREN VÍA GASODUCTO (SENSIBILIDAD PRECIO ACTUAL EN BRASIL 5 USD/MMBTU) Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado VPN TIR Payback Payback Descontado
Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado
0 -2.790.000.000 0 0 0 0 0 0 0 -2.790.000.000
1
2 0 1.843.250.000 1.843.250.000 -697.500.000 -697.500.000 -139.500.000 -139.500.000 -229.150.000 -229.150.000 777.100.000 777.100.000 264.214.000 264.214.000 512.886.000 512.886.000 373.386.000 373.386.000 324.683.478 282.333.459
3
4
5
6
7
8
9
10
1.843.250.000 1.843.250.000 1.843.250.000 1.843.250.000 1.843.250.000 1.843.250.000 1.843.250.000 1.843.250.000 -697.500.000 -697.500.000 -697.500.000 -697.500.000 -697.500.000 -697.500.000 -697.500.000 -697.500.000 -139.500.000 -139.500.000 -139.500.000 -139.500.000 -139.500.000 -139.500.000 -139.500.000 -139.500.000 -229.150.000 -229.150.000 -229.150.000 -229.150.000 -229.150.000 -229.150.000 -229.150.000 -229.150.000 777.100.000 777.100.000 777.100.000 777.100.000 777.100.000 777.100.000 777.100.000 777.100.000 264.214.000 264.214.000 264.214.000 264.214.000 264.214.000 264.214.000 264.214.000 264.214.000 512.886.000 512.886.000 512.886.000 512.886.000 512.886.000 512.886.000 512.886.000 512.886.000 373.386.000 373.386.000 373.386.000 373.386.000 373.386.000 373.386.000 373.386.000 373.386.000 245.507.356 213.484.657 185.638.832 161.425.072 140.369.628 122.060.546 106.139.605 92.295.309
-452.853.258 11,994% 7,47 (Años) >20 (Años)
0
11 0 0 0 0 0 0 0 0 0
12
1.843.250.000 1.843.250.000 -697.500.000 -697.500.000 -139.500.000 -139.500.000 -229.150.000 -229.150.000 777.100.000 777.100.000 264.214.000 264.214.000 512.886.000 512.886.000 373.386.000 373.386.000 80.256.790 69.788.513
13
14
15
16
17
18
19
20
1.843.250.000 1.843.250.000 1.843.250.000 1.843.250.000 1.843.250.000 1.843.250.000 1.843.250.000 1.843.250.000 -697.500.000 -697.500.000 -697.500.000 -697.500.000 -697.500.000 -697.500.000 -697.500.000 -697.500.000 -139.500.000 -139.500.000 -139.500.000 -139.500.000 -139.500.000 -139.500.000 -139.500.000 -139.500.000 -229.150.000 -229.150.000 -229.150.000 -229.150.000 -229.150.000 -229.150.000 -229.150.000 -229.150.000 777.100.000 777.100.000 777.100.000 777.100.000 777.100.000 777.100.000 777.100.000 777.100.000 264.214.000 264.214.000 264.214.000 264.214.000 264.214.000 264.214.000 264.214.000 264.214.000 512.886.000 512.886.000 512.886.000 512.886.000 512.886.000 512.886.000 512.886.000 512.886.000 373.386.000 373.386.000 373.386.000 373.386.000 373.386.000 373.386.000 373.386.000 373.386.000 60.685.664 52.770.142 45.887.080 39.901.809 34.697.225 30.171.500 26.236.087 22.813.989
EVALUACIONES ECONÓMICAS ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD OPCIONES GTL
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL AL CARIBE VÍA GTL (SENSIBILIDAD PRECIO MAS BAJO DURANTE 2005 - 2006 DATOS CAPEX
PLANTA GTL @ 100 MBD
OPEX/AÑO
2.500.000.000
$
730.000.000
174.000.000
$
6.205.000
2.674.000.000
$
736.205.000
Precio de Venta GLP
74
c/gal
FUENTE: EIA
Precio de Venta Naft
127
c/gal
FUENTE: EIA
Precio de Venta Dies
128
c/gal
FUENTE: EIA
Precio de Venta Bas
295
c/gal
FUENTE: ICIS
Regalías
20
%
FUENTE: LOHG
Impuesto
34
%
FUENTE: LOHG
BARCOS 3 Barcos TOTAL
FUENTE: Marco Gonzalez
FUENTE: Compass / Hauke
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL AL CARIBE VÍA GTL (SENSIBILIDAD PRECIO MAS BAJO DURANTE 2005 - 2006) Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado VPN TIR Payback Payback Descontado
Años Inversion Ingresos Costos Depreciacion Regalias EBITDA Impuesto Ganancia neta Flujo de Caja Flujo Descontado
0 -2.674.000.000 0 0 0 0 0 0 0 -2.674.000.000
1 0 2.711.083.213 -736.205.000 -133.700.000 -408.516.643 1.432.661.570 487.104.934 945.556.636 811.856.636 705.962.292
2 2.711.083.213 -736.205.000 -133.700.000 -408.516.643 1.432.661.570 487.104.934 945.556.636 811.856.636 613.880.254
3
4
5
6
7
8
9
10
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2.407.679.795 30,206% 3,29 (Años) 5,00 (Años)
0
11 0 0 0 0 0 0 0 0 0
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12 2.711.083.213 -736.205.000 -133.700.000 -408.516.643 1.432.661.570 487.104.934 945.556.636 811.856.636 151.741.810
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