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

1. 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

2. 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
2

3. ¿Como es el proceso de
producción del GNL en el Mundo?

4. La cadena de valor del GNL
1 Los dueños de cada eslabón de 5
la cadena suelen ser diferentes
3
2 4
5
4

5. La cadena de valor del GN
Una vez regasificado
5 el GNL se transporta
a los centros de
consumo
6
En general las plantas de
regasificación éstán cerca
de los centros de
5 consumo
5

6. El dilema de los escenarios
¿Cuanto gas realmente necesito?

7. Escenarios de oferta
Los escenarios de oferta son muy variados y extremos
Escenario Periodo 2012 a 2018 Periodo 2018 a 2030
Escenario A: Agotamiento Toma en consideración la La producción evoluciona de acuerdo con la
paulatino resolución 122 curva planteada por la UPME.
Variante A2 Reducción asociada a
indisponibilidad de 15%
Escenario B: Toma en consideración la A partir de 2018 la producción crece el 2%
Descubrimiento y resolución 122 anual. Alternativamente, el crecimiento de
desarrollo de reservas la oferta de gas puede originarse en
entre 4 y 6 TCF entre importaciones por gasoducto desde
2012 y 2030. Venezuela.
Escenario C: Toma en consideración la A partir de 2018 la producción potencial
Descubrimiento y resolución 122 podría crecer un 10% anual. Parte de la
desarrollo de reservas oferta de gas puede originarse en
entre 9 y 17 TCF entre importaciones por gasoducto desde
2012 y 2030 Venezuela. La tasa de crecimiento
propuesta en este escenario permitirá la
construcción de una planta de licuefacción
para 2025
7

8. Escenarios de Oferta
La grafica siguiente permite percibir más adecuadamente la problemática
Producción Diaria de Gas (MPCD)
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
Escenario A Escenario B Escenario C
8

9. Escenarios de demanda
Los escenarios de demanda si bien diferentes no poseen grandes
variaciones. El consumo de base es bastante constante.
Escenario Descripción
Escenario I Crecimiento de la Economía Colombiana del 4%. El fenómeno de El niño se produce cada 5 años. La
(estandar) 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 Crecimiento de la Economía Colombiana del 4%. El fenómeno de El niño se produce cada 5 años.
(optimista) 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 una
cronología con aportes hidrológicos con 95% de probabilidad de ser superados.
Escenario III Crecimiento de la Economía Colombiana del 5% a 6%. Se suponen indisponibilidades de los pozos y
(pesimista) gasoductos en Colombia equivalente al 15% de la producción de gas.
9

10. Escenario Base
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
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 representado
la ocurrencia de un evento “El Niño” cada cinco años a partir del 2015.
10

11. 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
2.000
1.500 III‐A2
II ‐ C
1.000
MMPCD
500
‐
‐500
‐1.000
‐1.500
11

12. El diseño de la solución
El diseño debe minimizar los activos hundidos respondiendo a las
necesidades del país.
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 de
gas
12

13. ¿Quien compra, quien vende y
donde se compra el GNL?

14. Terminales de LNG
Importadores Netos Exportadores Netos
0-700 MPC 0-1100 MPC
Centrales de licuefacción existentes (exportación)
700-1400 MPC 1100-2200 MPC
Centrales de licuefacción planificadas (exportación)
1400-2100 MPC 2200-3300 MPC
Centrales de regasificación existentes (importación)
2100-2800 MPC 3300-4400 MPC
Centrales de regasificación planificadas (importación)
14

15. Comercio Mundial
Principales transacciones comerciales de gas natural
En miles de millones de metros cúbicos Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2011
15

16. ¿Algunos aspectos que limitan las
soluciones?

17. Capacidad de los barcos
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)
Capacidad de los Cantidad de Capacidad total por Capacidad promedio MM PC
3 3
buques barcos rango (millones de m ) por rango (miles de m )
3
< 50,000 m 10 271,3 27,1 500
3
50,000-120,000 m 14 1.070,9 76,6 1.500
3
> 120,000 m 334 51.448,3 154,0 3.000
Totales 358 52.790,6 147,4
Fuente del Colton Company
17

18. Configuraciones del GNL –Soluciones
FSRU: 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
FLEXIBILIDAD
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
COSTOS HUNDIDOS
18

19. Algunas fotos de cada solución
FSRU mar adentro FSRU en la costa Planta de regasificación
19

20. Costos de cada solución
# Principales activos fijos Opción Opción
comprando alquilando
FSRU/FSU FSRU/FSU
MM USD MM USD
1 FSRU - Unidad flotante de almacenamiento y regasificación estacionaria 420 120
amarrada al muelle en forma permanente
2 FSRU - Unidad flotante de almacenamiento y regasificación estacionaria mar 360 110
afuera
3 FSRU tipo Barcaza - Unidad flotante de almacenamiento y regasificación 400 N/A
estacionaria amarrada al muelle.
4 FSU - Unidad flotante de almacenamiento móvil con muelle y regasificación 410 210
en muelle
5 FSU - Unidad flotante de almacenamiento móvil conectado a tierra por un 450 250
gasoducto criogénico con una unidad de regasificación en tierra
6 FSU - Unidad flotante de almacenamiento estacionaria amarrada al muelle 410 210
con regasificación en muelle
7 FSU - Unidad flotante de almacenamiento estacionaria amarrada al muelle, 450 250
conectada a tierra por un gasoducto criogénico con una unidad de
regasificación en tierra
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.
3
(2) La terminal de regasificación en tierra supone una capacidad de 350.000 m .
Fuente: KBC Technologies
20

21. Esquemas contractuales
internacionales de compra de GNL
Ventajas Desventajas
Contratos de corto - Posibilitan requerir una cantidad de gas - Los precios dependen crucialmente de la
plazo específica dependiendo de las necesidades situación coyuntural del mercado
de corto plazo - Riesgo de abastecimiento, podría no haber
- Permiten flexibilidad en los tiempos de carriers libres cuando es necesario.
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.
Contratos de largo plazo - Garantizar un precio basado en costos - Compromisos contractuales de difícil
determinables con anticipación. rompimiento.
- Seguridad de recibir suministro de gas - Cláusulas muy rígidas. Permiten poca
continúo durante 20 años. flexibilidad en los tiempos de entrega.
- Estabilidad financiera - Mayor probabilidad de diputas legales.
- Escala de las compras a ser realizadas
- Necesidad de alta calificación crediticia
21

22. La evaluación de la solución

23. 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)
VP Inversión en VP Inversión en
VP Inversión
instalaciones instalaciones Inversión en ampliación Costo total con Costo total
Costa Escenario Costo Puerto en conexión Orden de mérito
específicas, con específicas, con de gasoductos a 2018) FSRU con FSU
al sistema
opción FSRU opción FSU
ATL Bahía de Cartagena 33,0 91,4 190,4 13,3 446,0 583,8 682,8 1
AMB Bahias de Cartagena y Buenaventura 114,0 182,8 380,8 129,1 192,4 618,3 816,3 2
ATL Golfo de Morrosquillo 97,0 91,4 190,4 18,3 621,7 828,4 927,4 3
PAC Bahía Buenaventura 81,0 91,4 190,4 115,8 581,4 869,6 968,6 4
ATL Golfo de Urabá 86,0 91,4 190,4 139,1 621,7 938,2 1037,3 5
PAC Bahía Cúpica 32,0 91,4 190,4 430,2 581,4 1135,0 1234,0 6
COSTOS DE INVERSION (2012 a 2030)
VP Inversión en VP Inversión en
VP Inversión
instalaciones instalaciones Inversión en ampliación Costo total con Costo total
Costa Escenario Costo Puerto en conexión Orden de mérito
específicas, con específicas, con de gasoductos FSRU con FSU
al sistema
opción FSRU opción FSU
ATL Bahía de Cartagena 33,0 91,4 190,4 13,3 634,2 772,0 871,0 1
AMB Bahias de Cartagena y Buenaventura 114,0 182,8 380,8 129,1 273,6 699,5 897,5 2
ATL Golfo de Morrosquillo 97,0 91,4 190,4 18,3 817,2 1023,8 1122,9 3
PAC Bahía Buenaventura 81,0 91,4 190,4 115,8 1014,6 1302,8 1401,8 5
ATL Golfo de Urabá 86,0 91,4 190,4 139,1 817,2 1133,7 1232,7 4
PAC Bahía Cúpica 32,0 91,4 190,4 430,2 1014,6 1568,2 1667,2 6
23

24. 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
Costo de Costo de Costo
Costo total Orden de
Costa Escenario Costo Puerto Costo FSRU Costo FSU conexión ampliación de total con
con FSRU mérito
al sistema gasoductos 2018 FSU
ATL Bahía de Cartagena 1,3 84,4 48,3 0,3 12,7 98,7 62,6 1
AMB Bahias de Cartagena y Buenaventura 3,1 86,7 53,1 2,6 5,5 97,8 64,2 2
PAC Golfo de Morrosquillo 3,9 84,4 48,3 0,4 16,3 105,0 68,9 3
PAC Bahía Buenaventura 1,8 84,4 48,3 2,3 20,3 108,8 72,7 5
ATL Golfo de Urabá 3,4 84,4 48,3 2,8 16,3 107,0 70,9 4
PAC Bahía Cúpica 1,3 84,4 48,3 8,6 20,3 114,6 78,5 6
COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO AÑO NO NIÑO
Costo de Costo de Costo
Costo total Orden de
Costa Escenario Costo Puerto Costo FSRU Costo FSU conexión ampliación de total con
con FSRU mérito
al sistema gasoductos 2018 FSU
ATL Bahía de Cartagena 1,3 68,0 4,8 0,3 12,7 82,3 19,0 1
AMB Bahias de Cartagena y Buenaventura 3,1 70,3 9,5 2,6 5,5 81,4 20,7 2
PAC Golfo de Morrosquillo 3,9 68,0 4,8 0,4 16,3 88,6 25,3 3
PAC Bahía Buenaventura 1,8 68,0 4,8 2,3 20,3 92,4 29,1 5
ATL Golfo de Urabá 3,4 68,0 4,8 2,8 16,3 90,6 27,3 4
PAC Bahía Cúpica 1,3 68,0 4,8 8,6 20,3 98,2 34,9 6
24

25. 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)
VP Inversión en VP Inversión en
VP Inversión
instalaciones instalaciones Inversión en ampliación Costo total con Costo total
Costa Escenario Costo Puerto en conexión Orden de mérito
específicas, con específicas, con de gasoductos a 2018) FSRU con FSU
al sistema
opción FSRU opción FSU
ATL Bahía de Cartagena 91,4 190,4 13,3 0,0 104,7 203,7 1
AMB Bahias de Cartagena y Buenaventura 182,8 380,8 129,1 0,0 311,9 509,9 5
ATL Golfo de Morrosquillo 91,4 190,4 18,3 0,0 109,7 208,7 2
PAC Bahía Buenaventura 91,4 190,4 115,8 135,4 342,6 441,6 4
ATL Golfo de Urabá 91,4 190,4 139,1 0,0 230,5 329,5 3
PAC Bahía Cúpica 91,4 190,4 430,2 135,4 657,0 756,0 6
INVERSIONES HUNDIDAS (2012‐2030)
VP Inversión en VP Inversión en
VP Inversión
instalaciones instalaciones Inversión en ampliación Costo total con Costo total
Costa Escenario Costo Puerto en conexión Orden de mérito
específicas, con específicas, con de gasoductos FSRU con FSU
al sistema
opción FSRU opción FSU
ATL Bahía de Cartagena 91,4 190,4 13,3 0,0 104,7 203,7 1
AMB Bahias de Cartagena y Buenaventura 182,8 380,8 129,1 0,0 311,9 509,9 4
ATL Golfo de Morrosquillo 91,4 190,4 18,3 0,0 109,7 208,7 2
PAC Bahía Buenaventura 91,4 190,4 115,8 380,4 587,5 686,5 5
ATL Golfo de Urabá 91,4 190,4 139,1 0,0 230,5 329,5 3
PAC Bahía Cúpica 91,4 190,4 430,2 380,4 901,9 1000,9 6
25

26. Evolución de la infraestructura en los
diversos escenarios
2.000
III‐A2 2025 Plantas
1.500 de
II ‐ C licuefacción
1.000 de Tierra
2019 venta de
MMPCD
500 Barcaza
‐ 2025 Segundo FSRU o
2019 FSRU Regas en Tierra.
Venta de Barcaza
‐500
2015 Inicio de
operaciones de la
‐1.000 Barcaza 2020 a 2025
FSRU más Barcaza
‐1.500
26

27. Solución de transición: Barcaza o
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
 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
27

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.
Inversión en
VP Inversión en
Barcaza de Total ampliación de
Puerto de Cartagena Puerto conexión al Costo total
vaporización regasificación gasoductos a
sistema
2018)
Inversiones 33,0 130,0 9,1 172,1 446,0 618,1
Costos de operación y
mantenimiento todos los años NO
Barcaza niño 1,2 2,4 0,2 3,8 12,7 16,5
Costos de operación y
mantenimiento en los años Niño 3,0 44,4 0,2 47,6 12,7 60,2
Inversiones hundidas 0,0 40,0 9,1 49,1 0,0 49,1
Inversión en
VP Inversión en
Barcaza de Total ampliación de
Puerto de Cartagena Puerto conexión al Costo total
vaporización regasificación gasoductos a
sistema
2018)
Inversiones 33,0 370,0 9,1 412,1 446,0 858,1
FSRU Costos de operación y
mantenimiento todos los años NO
niño 1,2 16,4 0,2 17,8 12,7 30,5
Costos de operación y
mantenimiento en los años Niño 3,0 16,4 0,2 19,6 12,7 32,3
Inversiones hundidas 0,0 85,0 9,1 94,1 0,0 94,1
28

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 2018
es 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 es
igualmente necesario si se desarrollan reservas.
29

30. Evaluación del proyecto

31. Linea de tiempo escenario base
2014 Aprobaciones de 2018 Caída de la
licencias ambientales y producción de
concesión portuaria Ballena
2012 Negociación de
contratos de 2017 2020 a 2025
suministro con Comisionamiento FSRU más Barcaza
proveedores de GNL de FSRU
2012 2013/14 2015 2019 2025 2030
2012 2019 Entrega de
2015 Inicio de
Constitución de FSRU 2028 Segundo terminal.
la Sociedad que operaciones de
la Barcaza ( FSRU o Regas en
impulsará el Tierra ,
negocio venta de Barcaza
2013 Contratación de
EPC y
comisionamiento de la
barcaza
31
3

32. 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
32
3

33. Activos a ser comprados o
construidos
33

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 Puerto Regasificación Gasoducto Expansión de Total
de dólares de conexión gasoductos
por año
Costos de 1,20 2,40 0,20 12,70 16,50
operación
(3,0 los años Niño) (42 los años Niño)
Costos de 33 130 9 446 618
inversión
34

35. Análisis económico financiero de la
solución propuesta
Precios del GNL Proyectados
Año GNL (Banco Petróleo (Banco GNL (estimado a paritr de los WTI (UPME)
Mundial) Mundial) precios del 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
35

36. Análisis económico financiero de la
solución propuesta
 Precio de regasificación por unidad de volumen /precio de reserva de capacidad
necesarios para viabilizar el proyecto (cifras expresadas en valores actuales a
2011 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 un
rendimiento del 33%.
36

37. Análisis económico financiero de la
solución propuesta
 Ahorros por escenario
Escenario A A2 B C
Descripción Reducción Reducción progresiva Desarrollo de Desarrollo de
progresiva de de las reservas con reservas de Reservas
reservas indisponibilidad del acuerdo con la Excedentes
15% desde el año 2012 demanda
Ahorro por demanda 3,973 4,843
tendencial
Ahorro por “El Niño” 898 1,038 383 157
Ahorro total 4,871 5,881 383 157
Costos de la (346) (334) (172) (172)
solución
Rentabilidad social 4,525 5,547 211 -15
 La barcaza es una opción flexible, que permite retrasar inversiones más
importantes hasta el año 2018, permitiendo cubrir potenciales fenómenos del El
Niño durante toda la década.
37

38. Proyecciones económico-financieras
Premisas
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 2 En años
aprobaciones ambientales
Plazo de construcción de la Barcaza incluyendo contratación y 2,5 En años
pruebas
Plazo de construcción de la infraestructura en puerto y el gasoducto 2 En años
de conexión en Cartagena
38

39. Proyecciones económico-financieras
Proyecciones Ventas
450
400
350
300
250
200
150
100
50
‐
Venta de capacidad Venta de gas despachado
39

40. Proyecciones económico-financieras
Proyecciones EBITDA
350
300
250
200
150
100
50
‐
‐50
EBITDA Venta de capacidad EBITDA Venta de gas despachado
El proyecto es rentable, financiable por terceros y produce tarifas competitivas cuando
está organizado bajo contratos de largo plazo de venta de capacidad de regasificación.
40

41. Contacto
Dario Quiroga
dquiroga@me-consultores.com
Cerrito 388 – 6 Piso. Buenos Aires
Telefono: 54 11 4343 7378
Alejandro Arnau
aarnau@me-consultores.com
Cerrito 388 – 6 Piso. Buenos Aires
Telefono: 54 11 4343 7378
Julia Antman
jantmann@me-consultores.com.uy
Cerrito 388 – 6 Piso. Buenos Aires
Telefono: 54 11 4343 7378
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