Consideraciones técnicas de las plantas de regasificación de Gas Natural Licuado, GNL
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IDENTIFICAR, ANALIZAR Y CALIFICAR ÁREAS FÍSICAS QUE CUMPLAN CON LAS CONDICIONES TÉCNICAS, COMERCIALES, AMBIENTALES Y SOCIALES, DE NAVEGACIÓN MARINA, DE INFRAESTRUCTURA PORTUARIA Y DE TRANSPORTE DE GAS, PARA LA IMPORTACIÓN DE GAS NATURAL LICUADO –GNL- AL PAÍS A TRAVÉS DE UNA PLANTA DE REGASIFICACIÓN Y DETERMINAR EL ESQUEMA DE ORGANIZACIÓN INDUSTRIAL MÁS ADECUADO PARA LA CONSTRUCCIÓN Y OPERACIÓN DE ESTA INFRAESTRUCTURA ANDESCO – 25 DE JUNIO
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Darío Quiroga, Consultor Ejecutivo Mercados Energéticos de Argentina Congreso Andesco de Servicios Públicos y TIC 14º Nacional y 5º Internacional, Cartagena Colombia, Junio 27, 28 y 29 de 2012
Transcript of Consideraciones técnicas de las plantas de regasificación de Gas Natural Licuado, GNL
IDENTIFICAR, ANALIZAR Y CALIFICAR ÁREAS FÍSICAS QUE CUMPLAN CON LAS CONDICIONES TÉCNICAS, COMERCIALES,
AMBIENTALES Y SOCIALES, DE NAVEGACIÓN MARINA, DE INFRAESTRUCTURA PORTUARIA Y DE TRANSPORTE DE GAS,
PARA LA IMPORTACIÓN DE GAS NATURAL LICUADO –GNL- AL PAÍS A TRAVÉS DE UNA PLANTA DE REGASIFICACIÓN Y
DETERMINAR EL ESQUEMA DE ORGANIZACIÓN INDUSTRIAL MÁS ADECUADO PARA LA CONSTRUCCIÓN Y OPERACIÓN DE ESTA
INFRAESTRUCTURA
ANDESCO – 25 DE JUNIO
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Agenda
Escenarios del Gas natural en Colombia Oferta Demanda
Configuraciones alternativas para responder a la escasez Posibles puertos para instalar la infraestructura Flexibilidad: solución transitoria Selección de alternativa
Localización Configuración
Una alternativa de transición Evaluación del proyecto
Ahorro Social – Precio de capacidad para sustentabilidad Criterios básicos para viabilidad del proyecto
Implementación del proyecto
¿Como es el proceso de producción del GNL en el Mundo?
4
La cadena de valor del GNL
Los dueños de cada eslabón de la cadena suelen ser diferentes
1
2
3
4
5
5
5
La cadena de valor del GN
5
5
6
Una vez regasificado el GNL se transporta
a los centros de consumo
En general las plantas de regasificación éstán cerca
de los centros de consumo
El dilema de los escenarios¿Cuanto gas realmente necesito?
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Escenarios de oferta
Escenario Periodo 2012 a 2018 Periodo 2018 a 2030
Escenario A: Agotamiento paulatinoVariante A2
Toma en consideración la resolución 122 Reducción asociada a indisponibilidad de 15%
La producción evoluciona de acuerdo con la curva planteada por la UPME.
Escenario B: Descubrimiento y desarrollo de reservas entre 4 y 6 TCF entre 2012 y 2030.
Toma en consideración la resolución 122
A partir de 2018 la producción crece el 2% anual. Alternativamente, el crecimiento de la oferta de gas puede originarse en importaciones por gasoducto desde Venezuela.
Escenario C: Descubrimiento y desarrollo de reservas entre 9 y 17 TCF entre 2012 y 2030
Toma en consideración la resolución 122
A partir de 2018 la producción potencial podría crecer un 10% anual. Parte de la oferta de gas puede originarse en importaciones por gasoducto desde Venezuela. La tasa de crecimiento propuesta en este escenario permitirá la construcción de una planta de licuefacción para 2025
Los escenarios de oferta son muy variados y extremos
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Escenarios de Oferta
Producción Diaria de Gas (MPCD)
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
Escenario A Escenario B Escenario C
La grafica siguiente permite percibir más adecuadamente la problemática
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Escenarios de demanda
Escenario Descripción
Escenario I(estandar)
Crecimiento de la Economía Colombiana del 4%. El fenómeno de El niño se produce cada 5 años. La demanda de Gas Natural para generación electrica tiene la misma intensidad promedio equivalente al último Niño. Este escenario es el que esta en la mente de todos los colombianos.
Escenario II (optimista)
Crecimiento de la Economía Colombiana del 4%. El fenómeno de El niño se produce cada 5 años. La demanda de gas natural de las plantas de generación térmica fue calculada con base en simulaciones realizadas utilizando el programa SDDP (Stochastic Dual Dynamic Programming). Se asumió una evolución del parque de generación consistente con los resultados de las subastas realizadas para el cargo por confiabilidad, que incorpora generación hidroeléctrica y a carbón. Para determinar el despacho de generación térmica en un año con evento Niño, se asumió unacronología con aportes hidrológicos con 95% de probabilidad de ser superados.
Escenario III (pesimista)
Crecimiento de la Economía Colombiana del 5% a 6%. Se suponen indisponibilidades de los pozos ygasoductos en Colombia equivalente al 15% de la producción de gas.
Los escenarios de demanda si bien diferentes no poseen grandes variaciones. El consumo de base es bastante constante.
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Escenario Base
i. El escenario considerado para evaluar el proyecto ha sido: Escenario A de oferta Escenario I de demanda
ii. El escenario utilizado para dimensionar la infraestructura ha sido Escenario A2 de oferta Escenario III de demanda
iii. El escenario base es conservador: la demanda, no considera la evolución del parque generador y la oferta, no asume ni la opción de importación por gasoducto, ni el desarrollo de
nuevas reservas.
iv. A los efectos de la estimación de necesidades de gas en el período, se ha representadola ocurrencia de un evento “El Niño” cada cinco años a partir del 2015.
Los escenarios para proyectar el negocio y para diseñar la infraestructura deben ser diferentes. El escenario medio para evaluar el proyecto y el
escenario extremo para diseñar la infraestructura
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Otros escenarios: déficits - superávits
Las necesidades de gas mínima y máxima de todos los escenarios (MMPCD) muestran situaciones divergentes con grandes impactos en el diseño del
proyecto
‐1.500
‐1.000
‐500
‐
500
1.000
1.500
2.000
MMPC
D
III‐A2
II ‐ C
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El diseño de la solución
Los escenarios descriptos requieren que la solución sea:
i. Flexible debe poder ser desmantelada debe poder ser repotenciada
ii. Debe prever todos los escenarios Activos hundidos Activos líquidos
iii. La respuesta debe ser a medida del problema
iv. El lugar seleccionado debe ser reutilizable para otros proyectos y fines
v. Debe minimizar la expansión innecesaria del sistema troncal de transporte degas
El diseño debe minimizar los activos hundidos respondiendo a las necesidades del país.
¿Quien compra, quien vende y donde se compra el GNL?
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Importadores Netos
0-700 MPC
700-1400 MPC
1400-2100 MPC
2100-2800 MPC
Exportadores Netos
0-1100 MPC
1100-2200 MPC
2200-3300 MPC
3300-4400 MPC
Centrales de licuefacción existentes (exportación)
Centrales de licuefacción planificadas (exportación)
Centrales de regasificación existentes (importación)
Centrales de regasificación planificadas (importación)
Terminales de LNG
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Comercio Mundial
En miles de millones de metros cúbicos Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2011
Principales transacciones comerciales de gas natural
¿Algunos aspectos que limitan las soluciones?
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Capacidad de los barcos
Capacidad de los buques
Cantidad de barcos
Capacidad total por rango (millones de m3)
Capacidad promedio por rango (miles de m3)
MM PC
< 50,000 m3 10 271,3 27,1 500
50,000-120,000 m3 14 1.070,9 76,6 1.500
> 120,000 m3 334 51.448,3 154,0 3.000
Totales 358 52.790,6 147,4
Existen alrededor de 350 barcos de transporte de GNL en el mundo (se los denomina FSU.
Adicionalmente, unos 15 barcos pueden transportar y regasificar (se los denomina FSRU)
Fuente del Colton Company
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Configuraciones del GNL –Soluciones
COSTOS HUNDIDOS
FLEX
IBIL
IDA
DFSRU: Barco Itinerante que descarga y vuelve
a buscar GNL en muelle. FSRU: Barco Itinerante que descarga y vuelve
a buscar GNL mar afuera
FSRU: Barco permanente abastecido por otro barco en muelle
FSRU: Barco permanente abastecido por otro barco mar afuera
FSRU(tipo barcaza) Barcaza permanente abastecido por otro barco mar afuera
FSU: Barco Itinerante que descarga en puerto y vuelve a buscar GNL, con vaporizador:en Tierra
FSU: Barco Itinerante que descarga en puerto y vuelve a buscar GNL, con vaporizador:en Muelle
FSU: Barco permanente que descarga en puerto y vuelve a buscar GNL, con vaporizador:en Muelle
FSU: Barco permanente que descarga en puerto y vuelve a buscar GNL, con vaporizador:en Tierra
Regasificación en Tierra
+ MAS - MENOS
+
-
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Algunas fotos de cada solución
FSRU mar adentro FSRU en la costa Planta de regasificación
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Costos de cada solución
# Principales activos fijos Opción comprando FSRU/FSU
Opción alquilando FSRU/FSU
MM USD MM USD1 FSRU - Unidad flotante de almacenamiento y regasificación estacionaria
amarrada al muelle en forma permanente 420 120
2 FSRU - Unidad flotante de almacenamiento y regasificación estacionaria mar afuera
360 110
3 FSRU tipo Barcaza - Unidad flotante de almacenamiento y regasificación estacionaria amarrada al muelle.
400 N/A
4 FSU - Unidad flotante de almacenamiento móvil con muelle y regasificación en muelle
410 210
5 FSU - Unidad flotante de almacenamiento móvil conectado a tierra por un gasoducto criogénico con una unidad de regasificación en tierra
450 250
6 FSU - Unidad flotante de almacenamiento estacionaria amarrada al muelle con regasificación en muelle
410 210
7 FSU - Unidad flotante de almacenamiento estacionaria amarrada al muelle, conectada a tierra por un gasoducto criogénico con una unidad de regasificación en tierra
450 250
8 Terminal de regasificación. Muelle de descarga y almacenamiento en puerto 525 N/A (1) La opción de alquiler ha supuesto que no se adquiere el FSRU o FSU, siendo alquilado de acuerdo con las necesidades de
cada escenario.
(2) La terminal de regasificación en tierra supone una capacidad de 350.000 m3.
Fuente: KBC Technologies
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Esquemas contractuales internacionales de compra de GNL
Ventajas Desventajas
Contratos de corto plazo
- Posibilitan requerir una cantidad de gas específica dependiendo de las necesidades de corto plazo
- Permiten flexibilidad en los tiempos de entrega.
- El término no es una condición. - Los acuerdos son más sencillos pero más
detallados. - No requieren de calificación crediticia, se
pueden utilizar cartas de crédito, dado que no son prohibitivos sus costos.
- Los precios dependen crucialmente de la situación coyuntural del mercado
- Riesgo de abastecimiento, podría no haber carriers libres cuando es necesario.
Contratos de largo plazo - Garantizar un precio basado en costos determinables con anticipación.
- Seguridad de recibir suministro de gas continúo durante 20 años.
- Estabilidad financiera
- Compromisos contractuales de difícil rompimiento.
- Cláusulas muy rígidas. Permiten poca flexibilidad en los tiempos de entrega.
- Mayor probabilidad de diputas legales. - Escala de las compras a ser realizadas - Necesidad de alta calificación crediticia
La evaluación de la solución
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Inversiones por puerto
Las inversiones calculadas hasta 2018 y hasta 2030, a fin de poder analizar los costos que estarían expuestos a quedar hundidos como consecuencia del escenario de oferta
número III.
COSTOS DE INVERSION (2012 a 2018)
Costa Escenario Costo Puerto
VP Inversión en instalaciones
específicas, con opción FSRU
VP Inversión en instalaciones
específicas, con opción FSU
VP Inversión en conexión al sistema
Inversión en ampliación de gasoductos a 2018)
Costo total con FSRU
Costo total con FSU
Orden de mérito
ATL Bahía de Cartagena 33,0 91,4 190,4 13,3 446,0 583,8 682,8 1AMB Bahias de Cartagena y Buenaventura 114,0 182,8 380,8 129,1 192,4 618,3 816,3 2ATL Golfo de Morrosquillo 97,0 91,4 190,4 18,3 621,7 828,4 927,4 3PAC Bahía Buenaventura 81,0 91,4 190,4 115,8 581,4 869,6 968,6 4ATL Golfo de Urabá 86,0 91,4 190,4 139,1 621,7 938,2 1037,3 5PAC Bahía Cúpica 32,0 91,4 190,4 430,2 581,4 1135,0 1234,0 6COSTOS DE INVERSION (2012 a 2030)
Costa Escenario Costo Puerto
VP Inversión en instalaciones
específicas, con opción FSRU
VP Inversión en instalaciones
específicas, con opción FSU
VP Inversión en conexión al sistema
Inversión en ampliación de gasoductos
Costo total con FSRU
Costo total con FSU
Orden de mérito
ATL Bahía de Cartagena 33,0 91,4 190,4 13,3 634,2 772,0 871,0 1AMB Bahias de Cartagena y Buenaventura 114,0 182,8 380,8 129,1 273,6 699,5 897,5 2ATL Golfo de Morrosquillo 97,0 91,4 190,4 18,3 817,2 1023,8 1122,9 3PAC Bahía Buenaventura 81,0 91,4 190,4 115,8 1014,6 1302,8 1401,8 5ATL Golfo de Urabá 86,0 91,4 190,4 139,1 817,2 1133,7 1232,7 4PAC Bahía Cúpica 32,0 91,4 190,4 430,2 1014,6 1568,2 1667,2 6
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Costos de operación y mantenimiento para la infraestructura
Se supone que los barcos no son adquiridos sino alquilados. La adquisición de un FSU o un FSRU modifica las inversiones y los gastos operativos. Un barco FSRU tiene
un costo estimado de USD 250.000.000 (138.000 m3) y un barco FSU tiene un costo estimado de USD 200.000.000 (138.000 m3)
COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO AÑO NIÑO
Costa Escenario Costo Puerto Costo FSRU Costo FSUCosto de conexión al sistema
Costo de ampliación de gasoductos 2018
Costo total con FSRU
Costo total con FSU
Orden de mérito
ATL Bahía de Cartagena 1,3 84,4 48,3 0,3 12,7 98,7 62,6 1AMB Bahias de Cartagena y Buenaventura 3,1 86,7 53,1 2,6 5,5 97,8 64,2 2PAC Golfo de Morrosquillo 3,9 84,4 48,3 0,4 16,3 105,0 68,9 3PAC Bahía Buenaventura 1,8 84,4 48,3 2,3 20,3 108,8 72,7 5ATL Golfo de Urabá 3,4 84,4 48,3 2,8 16,3 107,0 70,9 4PAC Bahía Cúpica 1,3 84,4 48,3 8,6 20,3 114,6 78,5 6COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO AÑO NO NIÑO
Costa Escenario Costo Puerto Costo FSRU Costo FSUCosto de conexión al sistema
Costo de ampliación de gasoductos 2018
Costo total con FSRU
Costo total con FSU
Orden de mérito
ATL Bahía de Cartagena 1,3 68,0 4,8 0,3 12,7 82,3 19,0 1AMB Bahias de Cartagena y Buenaventura 3,1 70,3 9,5 2,6 5,5 81,4 20,7 2PAC Golfo de Morrosquillo 3,9 68,0 4,8 0,4 16,3 88,6 25,3 3PAC Bahía Buenaventura 1,8 68,0 4,8 2,3 20,3 92,4 29,1 5ATL Golfo de Urabá 3,4 68,0 4,8 2,8 16,3 90,6 27,3 4PAC Bahía Cúpica 1,3 68,0 4,8 8,6 20,3 98,2 34,9 6
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Inversiones hundidas por efecto del cambio de escenario
El siguiente cuadro de inversiones hundidas supone que las reservas de gas descubiertas no son suficientes para la exportación vía GNL o no están en la zona
donde se desarrollan las nuevas reservas.
INVERSIONES HUNDIDAS (2012‐2018)
Costa Escenario Costo Puerto
VP Inversión en instalaciones
específicas, con opción FSRU
VP Inversión en instalaciones
específicas, con opción FSU
VP Inversión en conexión al sistema
Inversión en ampliación de gasoductos a 2018)
Costo total con FSRU
Costo total con FSU
Orden de mérito
ATL Bahía de Cartagena 91,4 190,4 13,3 0,0 104,7 203,7 1AMB Bahias de Cartagena y Buenaventura 182,8 380,8 129,1 0,0 311,9 509,9 5ATL Golfo de Morrosquillo 91,4 190,4 18,3 0,0 109,7 208,7 2PAC Bahía Buenaventura 91,4 190,4 115,8 135,4 342,6 441,6 4ATL Golfo de Urabá 91,4 190,4 139,1 0,0 230,5 329,5 3PAC Bahía Cúpica 91,4 190,4 430,2 135,4 657,0 756,0 6INVERSIONES HUNDIDAS (2012‐2030)
Costa Escenario Costo Puerto
VP Inversión en instalaciones
específicas, con opción FSRU
VP Inversión en instalaciones
específicas, con opción FSU
VP Inversión en conexión al sistema
Inversión en ampliación de gasoductos
Costo total con FSRU
Costo total con FSU
Orden de mérito
ATL Bahía de Cartagena 91,4 190,4 13,3 0,0 104,7 203,7 1AMB Bahias de Cartagena y Buenaventura 182,8 380,8 129,1 0,0 311,9 509,9 4ATL Golfo de Morrosquillo 91,4 190,4 18,3 0,0 109,7 208,7 2PAC Bahía Buenaventura 91,4 190,4 115,8 380,4 587,5 686,5 5ATL Golfo de Urabá 91,4 190,4 139,1 0,0 230,5 329,5 3PAC Bahía Cúpica 91,4 190,4 430,2 380,4 901,9 1000,9 6
26
Evolución de la infraestructura en los diversos escenarios
‐1.500
‐1.000
‐500
‐
500
1.000
1.500
2.000
MMPC
D
III‐A2
II ‐ C
2015 Inicio de operaciones de la
Barcaza
2019 FSRU
2019 venta de Barcaza
2020 a 2025FSRU más Barcaza
2025 Plantas de
licuefacción de Tierra
2025 Segundo FSRU o Regas en Tierra. Venta de Barcaza
27
Solución de transición: Barcaza o FSRU
La etapa de transición Requiere de un mínimo plazo de construcción (para darle respuesta a los próximos Niños) Inversión reducida para minimizar los costos hundidos, Permita recibir GNL en un carrier convencional (los barcos que re gasifican son escasos).
La solución: colocar las instalaciones de regasificación sobre una barcaza, utilizando como almacenamiento flotante (no estacionario) de GNL el propio carrier, que
permanecería en puerto en tanto descarga. minimiza la inversión inicial y los riesgos de inversiones hundidas permite enfrentar eventos Niños anteriores al año 2019, Da tiempo para considerar la alternativa definitiva la capacidad de regasificación o vaporización recomendada para la barcaza es de 250 MPCD.
Alternativamente, si se quiere tener almacenamiento se puede plantear un FSRU
Existen dos etapas bien definidas 2012 a 2020 y 2020 en adelante. La primera es una etapa de transición en la cual Colombia va a definir si es un país de exportación o importación
de gas, la segunda cuando se consolida el escenario gasífero de escasez o superávit.
En ambas etapas debe darse respuesta al fenomeno del Niño
28
Conclusiones : Barcaza- una alternativa de transición
Los siguientes cuadros exponen los costos de la alternativa de transición para el periodo 2012 a 2018 que permite posponer la decisión de una inversión con mayores
riesgos de hundimiento de capital.
Puerto de Cartagena PuertoBarcaza de vaporización
VP Inversión en conexión al sistema
Total regasificación
Inversión en ampliación de gasoductos a
2018)
Costo total
Inversiones 33,0 130,0 9,1 172,1 446,0 618,1Costos de operación y mantenimiento todos los años NO niño 1,2 2,4 0,2 3,8 12,7 16,5Costos de operación y mantenimiento en los años Niño 3,0 44,4 0,2 47,6 12,7 60,2Inversiones hundidas 0,0 40,0 9,1 49,1 0,0 49,1
Puerto de Cartagena PuertoBarcaza de vaporización
VP Inversión en conexión al sistema
Total regasificación
Inversión en ampliación de gasoductos a
2018)
Costo total
Inversiones 33,0 370,0 9,1 412,1 446,0 858,1Costos de operación y mantenimiento todos los años NO niño 1,2 16,4 0,2 17,8 12,7 30,5Costos de operación y mantenimiento en los años Niño 3,0 16,4 0,2 19,6 12,7 32,3Inversiones hundidas 0,0 85,0 9,1 94,1 0,0 94,1
Barcaza
FSRU
29
Resumen
El costo de inversión en la infraestructura de regasificación es estimado en:
USD 172,000,000, con un grado de precisión de ± 30%, para la solución barcaza,y de
USD 412,000,000 con un grado de precisión de ± 30%, para la solución FSRU
El monto de inversión asociadas al sistema de transporte para el periodo 2012 a 2018es de USD 586,000,000, con un grado de precisión de ± 30%.
Este monto fue estimado para definir la localización de la planta y su desembolso esigualmente necesario si se desarrollan reservas.
Evaluación del proyecto
31
3
Linea de tiempo escenario base
2012 2013/14 2015 2019 2025 20302012 2013/14 2015 2019 2025 2030
2012 Constitución de la Sociedad que
impulsará el negocio
2014 Aprobaciones de licencias ambientales y
concesión portuaria
2013 Contratación de EPC y
comisionamiento de la barcaza
2012 Negociación de contratos de
suministro con proveedores de GNL
2015 Inicio de operaciones de
la Barcaza
2018 Caída de la producción de
Ballena
2017 Comisionamiento
de FSRU
2019 Entrega de FSRU 2028 Segundo terminal.
( FSRU o Regas en Tierra ,
venta de Barcaza
2020 a 2025FSRU más Barcaza
32
3
Activos a ser comprados o construidos
La barcaza debería ser ubicada en Cartagena y la conexión al sistema parte desde el puerto al sistema
troncal
33
Activos a ser comprados o construidos
34
Análisis económico financiero de la solución propuesta
Costos de inversión y operación de la infraestructura de conexión entre el puerto y el gasoducto troncal.
En millones de dólares
por año
Puerto Regasificación Gasoducto de conexión
Expansión de gasoductos
Total
Costos de operación
1,20
(3,0 los años Niño)
2,40
(42 los años Niño)
0,20 12,70 16,50
Costos de inversión
33 130 9 446 618
35
Análisis económico financiero de la solución propuesta
Precios del GNL Proyectados
Año GNL (Banco Mundial)
Petróleo (Banco Mundial)
GNL (estimado a paritr de los precios del WTI UPME)
WTI (UPME)
2012 15,0 98,2 15,4 110,1 2013 14,0 97,1 15,7 111,9 2014 13,0 96,0 15,9 113,6 2015 12,5 94,7 16,4 117,0 2016 12,3 93,2 17,0 121,3 2017 12,0 91,4 17,5 125,1 2018 11,8 89,4 18,0 128,4 2019 11,5 87,3 18,4 131,1 2020 11,3 85,0 18,7 133,8
36
Análisis económico financiero de la solución propuesta
Precio de regasificación por unidad de volumen /precio de reserva de capacidadnecesarios para viabilizar el proyecto (cifras expresadas en valores actuales a2011 y en USD/PCD)
El precio por la reserva de capacidad es de entre 0,49 a 0,61 USD/ Miles de PC,equivalente a 0,48 a 0,60 USD/MMBTU. Eso implica 6 USD/Mwh asumiendo unrendimiento del 33%.
37
Análisis económico financiero de la solución propuesta Ahorros por escenario
La barcaza es una opción flexible, que permite retrasar inversiones másimportantes hasta el año 2018, permitiendo cubrir potenciales fenómenos del ElNiño durante toda la década.
Escenario A A2 B CDescripción Reducción
progresiva de reservas
Reducción progresiva de las reservas con indisponibilidad del
15% desde el año 2012
Desarrollo de reservas de
acuerdo con la demanda
Desarrollo de Reservas
Excedentes
Ahorro por demandatendencial
3,973 4,843
Ahorro por “El Niño” 898 1,038 383 157Ahorro total 4,871 5,881 383 157Costos de lasolución
(346) (334) (172) (172)
Rentabilidad social 4,525 5,547 211 -15
38
Proyecciones económico-financierasPremisas
Premisas Dato Consideración
Cantidad de días de alquiler de un barco FSU de transporte 10
Capacidad de los barcos (Millones de PC) 2.843 Barcos de 138.000 m3 de GNL
% Costo de OyM de los gasoductos de conexión 1,2 En millones de dólares
% Costo de OyM de los gasoductos del Puerto 0,2 En millones de dólares
% Costo de OyM de la infraestructura de conexión FSU o FSRU 2,4 En millones de dólares
% Costo de OyM FSRU 16 En millones de dólares
Años de vida útil para amortizaciones 20 En millones de dólares
% Impuesto a las ganancias 33%
Costo del puerto en Cartagena 33 En millones de dólares Costo de la barcaza de regasificación (incluye costos ambientales) 130 En millones de dólares Costo de los gasoductos de conexión Cartagena 9 En millones de dólares Alquiler diario de un FSU 0,165 En millones de dólares
Precio de compra de un FSRU de 175.000 m3 de GNL.. 250 En millones de dólares
Plazo de construcción del puerto una vez obtenido todos las aprobaciones ambientales
2 En años
Plazo de construcción de la Barcaza incluyendo contratación y pruebas
2,5 En años
Plazo de construcción de la infraestructura en puerto y el gasoducto de conexión en Cartagena
2 En años
39
Proyecciones económico-financierasProyecciones Ventas
‐
50
100
150
200
250
300
350
400
450
Venta de capacidad Venta de gas despachado
40
Proyecciones económico-financieras
El proyecto es rentable, financiable por terceros y produce tarifas competitivas cuandoestá organizado bajo contratos de largo plazo de venta de capacidad de regasificación.
‐50
‐
50
100
150
200
250
300
350
EBITDA Venta de capacidad EBITDA Venta de gas despachado
Proyecciones EBITDA
41
Contacto
Dario [email protected] 388 – 6 Piso. Buenos AiresTelefono: 54 11 4343 7378
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