GTL a partir de shale gas de vaca muerta
ESTUDIO ECONÓMICO
Nombre: Teresa Altamirano
Profesor: Andrés Vargas
Ayudante: Jorge Torres
Fecha: 15 de noviembre 2014
RESUMEN EJECUTIVO
El petróleo y el gas natural siguen siendo en la actualidad las principales fuentes de energía
disponible. Con el afán de monetizar el gas natural no convencional shale gas se ha
desarrollado la conversión química del gas natural a líquidos que permite una alternativa
para obtener petróleo sintético a través del proceso de GTL y todos sus derivados como
diésel y gasolina . Además, facilita el transporte puesto que los combustibles líquidos son
más fáciles de transportar y distribuir por barco, tren o automóvil, oleoductos
Gracias a la gran cantidad de reservas de shale has en Argentina y la necesidad de Chile de
cubrir las alzas de consumo de diésel, es que se espera construir una planta de GTL a partir
de shale gas en la Cuenca Neuquina en Argentina. Con este proceso se pretende cubrir el
25% de la demanda de diésel en Chile produciendo diariamente 70000 [bbl/día].
Se pretende construir una planta con un 15% de capital propio y 85% de financiamiento
con un 15% de tasa de interés por el alto riesgo del proyecto sensible a los cambios del
precio del crudo y el abastecimiento de shale gas, en el caso de shale gas este sería
proporcionado a boca de pozo por la misma empresa que aporta el 15% del financiamiento
por que lo se asegura mantener el precio de la materia prima, por lo que la planta de GTL
debe sentar sus bases en rigor de lo que sucede con el mercado del petróleo convencional y
sus derivados diésel y gasolina quienes serán los principales competidores del diésel y
gasolina sintético que la planta de GTL producirá, ciertamente se estima que el precio del
crudo convencional siga manteniéndose en precios bajos alrededor de 60 [ $US/bbl] .Todo
esto se debe al bajo crecimiento de la economía mundial y principalmente de China, a fines
de noviembre del presente año en la cumbre de la (OPEP) decidieron mantener el nivel de
producción en 30 millones de barriles diarios y mantener los precios bajos al menos hasta el
2017 .
Esta situación del precio del petróleo trae sensibles cambios a la factibilidad de realizar un
proyecto de GTL de shale gas haciendo el análisis de lo que sucedería con los cambios en
el precio del crudo en el proyecto de GTL en Argentina se obtuvieron los siguientes
factores financieros con la disminución de un 25% de los precios actuales llegando a 58
[$US/bbl] de diesel y 69[ $US /bbl] de gasolina se obtiene un VAN de $US 186.000.000
con un TIR de 17% que supera en forma mínima el 15% de la tasa de interés al cual es
sometido el financiamiento del 85% del proyecto , además la relación costo beneficio
manteniendo los precios estables de 78 [$US/bbl] de diésel y 91,9 [$US/bbl] es de 0,8 . Con
estos indicadores se puede concluir que el proyecto no es recomendable llevarlo a cabo con
estos valores del crudo convencional ya que la extracción fracking del gas además del
proceso GTL no es competitivo en el mercado de los hidrocarburos.
Contenido RESUMEN EJECUTIVO .......................................................................................................................... 1
ANALISIS DE OFERTA DEL PRODUCTO FISCHER-TROPSCH (GTL)......................................................... 3
Plantas existentes............................................................................................................................ 3
Precios materia prima ..................................................................................................................... 3
Moneda seleccionada para la evaluación ....................................................................................... 4
ESTRUCTURA DEL PROYECTO .......................................................................................................... 5
Financiamiento de los proyectos GTL ya existentes ....................................................................... 5
Suposiciones para el análisis del proyecto ...................................................................................... 5
GENERALIDADES .................................................................................................................................. 7
Tendencias ...................................................................................................................................... 7
Análisis de costos ............................................................................................................................ 7
Capital de inversión por etapas ....................................................................................................... 9
Costos de inversión ........................................................................................................................... 10
Costos de operación .......................................................................................................................... 12
Costos fijos de la operación .......................................................................................................... 12
Costos variables de operación ...................................................................................................... 13
ANTECEDENTES FINANCIEROS .......................................................................................................... 14
Determinación de los ingresos por venta de los productos ......................................................... 16
INDICADORES FINANCIEROS ............................................................................................................. 17
1. Valor actual neto ( VAN) ...................................................................................................... 17
1. Tasa interna de Retorno ......................................................................................................... 18
2. Relación costo Beneficio o (beneficio costo) ....................................................................... 18
3. Periodo de recuperación de Capital o Payback ..................................................................... 19
4. Índice del valor actual neto (IVAN) ....................................................................................... 19
ANALISIS DE SENSIBILIDAD ................................................................................................................ 20
BIBLIOGRAFIA .................................................................................................................................... 21
ANEXOS ............................................................................................................................................. 22
ANALISIS DE OFERTA DEL PRODUCTO FISCHER-TROPSCH (GTL)
Plantas existentes
En la actualidad Sudafrica es el líder mundial en la producción de combustibles sintéticos ,
siendo SASOL la compañía productora con 160000 [bbl/dia] a partir de gas derivado del
carbón. Otra planta que funciona en el mismo país es PETRO S.A y Statoil los que
producen 27000 [bbl/dia] de productos GTL derivados del gas natural convencional. Estas
plantas en Sudáfrica suplen las demandas internas de combustibles para el caso de SASOL
que synthol avanzado en su planta en secunda , los productos obtenidos son principalmente
especializados debido a que se produce principalmente Oleofinas y naftas, los cuales son
exportados a más de 80 paises del mundo, especialmente en Europa.
Existen 5 grandes complejos que utilizan la tecnología de Fisher-Tropsch representando
una producción total de aproximadamente 270000 [bbl/dia]
Ubicación Compañía Capacidad [bbl/dia]
Johannesburgo, Sudáfrica SASOL 160000
Sudáfrica PETRO S.A -STATOIL 27000
Bintulu, Malasia SHELL 14700
Nigeria SASOL-CHEVRON 34000
Qatar SASOL-QP 34000
Tabla 1 : Ubicación y capacidad de 5 plantas de GTL en el mundo
Dentro de la oferta latinoamericana se prevé el pronto funcionamiento de la planta de GTL
de Bolivia la cual podría ser una competencia directa para la planta que se espera localizar
en la cuenca Neuquina Argentina.
Precios materia prima
En el proyecto de GTL tanto el precio de los productos obtenidos a ser comercializados
como el Diésel, gasolinas entre otros (ceras, lubricantes, naftas) , y el gas natural no
convencional shale gas son importantes para la vialidad del proyecto.
Las oportunidades reales de factibilidad económica de este tipo de proyectos siempre han
estado influenciadas por los precios del shale gas, el impacto que tienen estos precios sobre
los proyectos GTL.
Costo de gas [$US/MMBTU] Impacto
0,5-1,0 oportunidades reales para trabajar y desarrollar la tecnología
1,0-1,5 viabilidad del proyecto gran escala
1,5-2,0 Se necesitan cambios en el costo
Tabla 2: Costo de oportunidad de un proyecto de GTL con respecto al costo del gas natural
Analizando la proyección en Latinoamérica se puede decir que la planta de GTL en
Argentina es una muy buena idea de inversión para la industria de hidrocarburos teniendo
en cuenta la alza del precio de los combustibles que estaría a favor de la factibilidad de la
planta por lo que a simple viste si sería recomendable desarrollar la planta en este sector
ahora se analizaran los datos financieros del proyecto y se verá a ciencia cierta si realmente
conviene.
Moneda seleccionada para la evaluación
Se selecciona el dólar Norteamericano [US$] para el análisis económico del proyecto. La
elección de esta moneda se debe a que es una moneda dura, esto quiere decir que presenta
una inflación baja, por lo que se considera estable a largo plazo.
Además de lo anterior se tiene en consideración que los principales costos de inversión,
como los equipos, se tranzan en moneda norteamericana. También se debe tomar en cuenta
que el precio de la materia prima y otros combustibles están valorados en dólar
norteamericano.
El valor de dólar actual es de $618,69 aproximadamente y se ocupará para realizar el flujo
de caja.
ESTRUCTURA DEL PROYECTO
Financiamiento de los proyectos GTL ya existentes
Por el ambiente competitivo que enfrentan los proyectos de GTL requieren costos de
financiamientos lo más bajos posibles y una tendencia de endeudamiento a largo plazo.
Debido al gran capital que se requiere el proyecto debe tener asegurado un flujo de caja a
largo plazo , con los mercados identificados para poder soportar la financiación .
Analizando los sucedido en otros proyectos se sabe que el proyecto de Qatar fue financiado
con 700 millones de dólares lo que representa un 70% del costo de inversión total de la
planta de GTL en Qatar este financiamiento se basó en que el precio del crudo seria 15[
$US/b].
En general los bancos se interesan en estos proyectos cuando se aprecian las siguientes
características:
El propietario de la reserva de shale gas será el que realice el proyecto de GTL con
el fin de obtener el shale gas a bajo costo.
La inversión debe ser menos que 25000 [$US/b]
Los costos de operación deben ser bajos
Marco regulatorio que favorezca el mercado de los productos.
Beneficio de los productos en cuanto a los impuestos
Planta que favorezca la mayor producción posible asegurando los compradores
Suposiciones para el análisis del proyecto
Es necesario hacer suposiciones para poder realizar proyecciones que permitan determinar
las mejores opciones de planeación. Una de las consideraciones más importantes es conocer
la composición de gas de entrada al reformador, son cercanas a las que necesita el
reformador para formar el syngas por lo que disminuyen en un porcentaje los costos de
tratamiento del gas.
Una de los aspectos más importantes es conocer cómo se comportara el precio del diésel
convencional y gasolina convencional en el mercado mundial los próximos años para saber
si el proyectos podrá sustentarse en los años que vienen si se comienza su realización el
próximo año.
Según lo que se ha conocido hace algunos días atrás el precio del barril de crudo
permanecerá bajo, ya que el crecimiento en la oferta y la baja en la demanda mundial ha
llevado a los miembros de la OPEC a mantener los precios y también pensando en bajarlos
en un porcentaje alrededor del 10% los años que vienen hasta al menos el 2017
manteniendo la producción de 30 millones de barriles al año, pero ¿Por qué han tomado
esta decisión? , el mercado de los hidrocarburos no convencionales a comenzado a tener
más fuerza a nivel mundial y el proceso del fracking en EE.UU está comenzando a
aumentar en un 60% su extracción del gas natural no convencional lo que ha llevado a los
miembros de la OPEC a tomar cartas en el asunto para no perder sus ganancias ,
manteniendo los precios como están hoy se aseguran que los proyectos de extracción de gas
natural no convencional shale gas y los procesos de GTL para petróleo sintético sean menos
rentables para realizar retrasando mas años el retroceso del petróleo convencional.
Todo esto retrasa las reformas energéticas de los países para reducir la contaminación y los
mercados árabes retrasan la caída de su economía.
Precios proyectados para el consumidor de Diesel y Gasolina en Chile
Grafica 1: Precios esperados de gasolina y diésel en los próximos años
0
20
40
60
80
100
120
2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024
$U
S/b
arri
l
Año
Variación de precios diesel y gasolina
variación precio diesel
variación precioGasolina
GENERALIDADES
Los proyectos de GTL desarrollados en el mundo hoy en día se caracterizan por sus altos
capitales de inversión requeridos, esta característica se debe principalmente a la tecnología
utilizada en cada una de las etapas del proceso. El desarrollo tecnológico en estas industrias
ha ido evolucionando poco a poco en el tiempo lo que ha ido permitiendo la reducción de
los costos de inversión lo que afecta a el presente proyecto ya que se trata de uno a gran
escala. Uno de los factores más importantes que puede limitar que el proyecto salga a flote
es el alto costo del gas natural, por lo que es más recomendable comprender desde la
explotación de las reservas de gas natural no convencional hasta la comercialización de los
productos obtenidos.
En el presente proyecto se busca realizar una estimación económica y financiera sobre el
monto de inversión que representará la implementación de una planta de GTL en la cuenca
Neuquina Argentina, además de buscar orientación sobre lo que es conveniente elegir para
el proyecto.
Son muchos los factores que se ven involucrados en la puesta en marcha de un proyecto
GTL, motivo por el cual es necesario tener en cuenta los diferentes escenarios y las
tendencias tecnológicas que se van desarrollando con el tiempo.
Tendencias Las regulaciones de calidad, el alto contenido de generación de contaminantes entre otros
aspectos hacen que los combustibles derivados del petróleo natural sean siempre
cuestionados y custodiados regulando su calidad, esto hace que los productos GTL
presenten un gran potencial en el mercado presente y futuro. Todo esto se suma a la gran
monetización del gas natural no convencional (shale gas), por lo que las compañías ligadas
a los combustibles además de otras empresas se vean cada vez más interesadas en este
mercado.
Análisis de costos La estructura general de los costos de producción para un proyecto de GTL, según los
análisis internacionales son de un 52% para el costo de inversión del costo final del
producto, los gastos de operación representan un 24% del costo final, y la materia prima el
shale gas representa un 22% del costo final del producto, estos costos están basados en la
suposición que el costo del shale gas es de 0,50 [$US/MMBTU].
Grafica 2: Distribución de costos de producción en una planta GTL shale gas
Hay que tener en cuenta cuanto influyen estas variables en el costo final de los productos
obtenidos, donde los costos de inversión presentan el mayor peso, pudiendo modificar los precios
del producto final entre 5 y 10[ $US/bbl]. En el caso de los costos del shale gas se encuentran en el
segundo lugar del costo total del producto pero a pesar de ellos son los más sensibles a los
cambios ya que si aumento el costo del gas en un 0,5$US/MMbtu puede aumentar los costos de
producción hasta en 10$US/b o más.
El capital de inversión más alto en una planta de GTL teniendo en cuenta las diferentes etapas del
proceso de Fisher –Tropsch es la etapa de la generación de gas de síntesis
22%
24% 52%
2%
Distribución de costos de producción en una planta de
GTL shale gas
costos de operación costos de gas costo de capital otros
Capital de inversión por etapas
Grafica 3: Capital de inversión por etapas en la planta de GTL
50%
15%
25%
10%
Capital de inversión por etapas en la planta de GTL
Generacion del syngas Sintesis de FT
Sistemas adicionales mejoramiento del producto
Costos de inversión
Equipo detalle número costo total
$US
Reformador de metano H=12[m]; L= 35.5[m] ;A= 21,8[m]. P=2900 [Kpa]
10 30.000.000
Separador Bifásico H=9,94 [m]; D=2,21[m] . P= 2369 [Kpa]
10 2.368.000
Torre absorbedora de CO2 H=6,35 [m] ;D=3,2 [m] ; platos 11; P=2369 [Kpa]
10 8.000.000
Columna regeneradora de MDEA H= 6,35 [m] ;D=5 [m] ; platos 10 ; P=101 [Kpa]
10 10.000.000
Reboiler P= 135 ,8 [Kpa] 10 2.000.000
Condensador P= 66,85 [Kpa] 10 1.500.000
Separador Bifásico horizontal L=4 [m] ; D= 3,81 [m] ; P=67 [Kpa]
10 1.030.000
Intercambiador de coraza y tubos P=2439 [Kpa] 10 3.000.000
Intercambiador de coraza y tubos P=2404 [Kpa] 10 3.000.000
Intercambiador de coraza y tubos P=66,85 [Kpa] 10 1.000.000
Intercambiador de coraza y tubos P=135,8 [Kpa] 10 1.500.000
Bomba centrifuga P=2369 [Kpa] ; 3600 rpm 10 3.792.000
Válvula isentálpica P= 2369,8 [Kpa] 10 400.000
Compresor centrifugo Potencia= 3270 [Hp]; 1800 rpm
10 37.501.800
Reactor F-T D= 7[m]; H= 12,5 [m]; P= 2500 [Kpa]
10 30.000.000
Separador Trifasico D=1,42 [m] ; L=6,42 [m]; P= 2300 [Kpa]
10 5.000.000
Etapa de mejoramiento( fraccionamiento del petroleo sintetico)
50.000.000
otros equipos 30.000.000
220.091.800
Tabla 3: Costo de los equipos a utilizar en la planta de GTL shale gas
(Los precios de los equipos incluyen costos de tuberías, empaquetaduras, aislantes , cables
eléctricos , válvulas y otros.)
activos fijos $US
maquinarias y equipos 220.091.800
transporte de los productos , contratos , permisos etc 66.027.540
obras civiles (terreno, obras, edificios , pavimentación) 440.18.360
Instalaciones (energía eléctrica, sistemas de refrigeración, tratamiento de aguas, caldera , tendido eléctrico)
132.055.080
Mano de obra( supervisión materiales , montaje, etc) 77.032.130
sub total del costo fijo para montaje total de la planta 539.224.910
$US
Monto total de inversión 948.155.474
Tabla 4: costo activos fijos de la planta de GTL shale gas
Activo variable $US
Instalación y puesta en marcha 110.045.900
costos financieros de prei- nversion 33.013.770
imprevistos ( del costo total de planta) 107.844.982
subtotal 250.904.652
Tabla 5: Costo de activos variables de la planta de GTL shale gas
Activo circulante (capital de trabajo) $US
subtotal 158.025.912,4
Tabla 6: Activo circulante final de la planta de GTL Shale gas
Costos de operación
Costos fijos de la operación
Costos de producción y fabricación $US/año
Mano de obra y supervisión( bonos, beneficios sociales)
5.880.000
Depreciación del activo fijo
costo fijo de la planta sin incluir las obras civiles ( 10 años)
49.520.655
depreciación de las obras civiles (60% de las obras civiles)25 años
1056440,64
Mantención (2% anual del activo fijo) 10.784.498
Seguros (1% anual del activo fijo) 5.392.249
gastos generales (50% del costo anual de los sueldos del personal)
2.940.000
Subtotal 75.573.842,94
Gastos de administración $US/año
sueldos y beneficios sociales 6.500.000
gastos generales de administración tanto insumos como servicios
15.000.000
Subtotal 21.500.000
Gastos financieros $US/año
Interés del préstamo , valor promedio de los intereses anuales
$ 87.266.391,31
TOTAL DE COSTOS FIJOS $184.340.234,3
Tabla 7: costos fijos totales de la planta de GTL shale gas
Costos variables de operación
Costos de producción y fabricación $US/año
Materia Prima shale gas $US/MMPCSD
1000 298.889.920
Productos Químicos y Reactivos (Reformador)
13.197.800
masa de catalizador [ton] 1319,78
Catalizador Fe/ CuK en SiO2 ; 8[ $US/Kg] ( Reactor F-T)
67.633.920
masa catalizador [ton] 8454,24
Absorbente MDEA ; 8$US/L 62.618.438,4
991,3 [l/h]
Agua del proceso , agua de enfriamiento ,electricidad, lodos
70.000.000
entre otros
Combustible (45 MMPCSD) 14.805.000
527.145.078,4
Costos de comercialización $US/año
Sueldos y Beneficios sociales 6.300.000
Gastos generales de comercialización (Publicidad, servicios
16.000.000
seguros, transporte, materiales )
Ventas y distribución de los productos,3% sobre las ventas totales
76.176.186,24
de los productos
Subtotal $98.476.186,24
TOTAL DE COSTOS VARIABLES $625.621.264,6
Tabla 8 : Costos variables totales de la planta de GTL shale gas
ANTECEDENTES FINANCIEROS
La tasa de descuento a aplicar para la evaluación económica del proyecto está constituida
por los siguientes términos:
La tasa libre de riesgo es un concepto que asume que en la economía existe una alternativa
de inversión que no tiene ningún riesgo para el inversionista. Se estimará como la tasa de
interés de los pagarés descontables del banco central de Argentina la que para el año 2015
corresponderá al 7% aproximadamente.
La prima por riesgo se refiere al riesgo que está dispuesto a asumir el inversionista por el
proyecto. Según la tabla que se muestra a continuación es posible determinar su valor:
Nivel de
Riesgo
Prima por Riesgo Ejemplo
Alto Sobre 15 % Desarrollo de nuevo productos
Proyectos con conceptos muy novedosos
Contratos internacionales
Medio 10%-15% Proyectos fuera del giro de la empresa
Proyectos nuevos que no han sido completamente
investigados
Promedio 5%-10% Incremento de capacidad de producción
Implementación de una nueva tecnología conocida
Proyectos con información de mercado incompleta
Bajo 1%-5% Mejoramiento de la Productividad
Expansión en un mercado donde es líder y lo conoce
bien.
Muy bajo 0%-1% Reducción de costos
Proyectos relativos a la seguridad
Tabla 9: Nivel de riesgo según tasa de interés aplicada
En el presente proyecto se tomara una tasa de un 15% ya que se realizará el desarrollo de
nuevos productos innovadores para Latinoamérica además de proyectos con contratos
internacionales. La empresa que realizara el proyecto de la planta de GTL será inversionista
del proyecto en un 15% el resto será gracias a un préstamo bancario de un 85% de la
inversión con una tasa del 15% ya mencionado considerando el riesgo de inversión.
Se darán 10 años de plazo para el pago del préstamo total con 2 años de gracia donde se
realizara el montaje de la planta y todo lo que esto conlleva a demás tomando en cuenta que
los 4 primeros años se realizara producción paulatina hasta llegar al 5 año donde se
comenzara a hacer la producción en su máxima capacidad.
$US
Monto inversión total 948.155.474
Monto préstamo 805932153,2
inversión fija propia de la empresa 142223321,2
tasa de interés 15%
plazo 8
Tabla 10: Características de la inversión del proyecto GTL de shale gas
Año Principal (Saldo $US/año)
Amortización Interés Cuota (PAGO CAPITAL)
0 805932153,2
1 805932153,2 120889823 120889823 0
2 805932153,2 120889823 120889823 0
3 $ 747.219.923,67 $ 179.602.052,55 120889823 $ 58.712.229,57
4 $ 679.700.859,67 $ 179.602.052,55 $ 112.082.988,55 $ 67.519.064,00
5 $ 602.053.936,07 $ 179.602.052,55 $ 101.955.128,95 $ 77.646.923,60
6 $ 512.759.973,93 $ 179.602.052,55 $ 90.308.090,41 $ 89.293.962,14
7 $ 410.071.917,47 $ 179.602.052,55 $ 76.913.996,09 $ 102.688.056,46
8 $ 291.980.652,54 $ 179.602.052,55 $ 61.510.787,62 $ 118.091.264,93
9 $ 156.175.697,87 $ 179.602.052,55 $ 43.797.097,88 $ 135.804.954,67
10 -$ 0,00 $ 179.602.052,55 $ 23.426.354,68 $ 156.175.697,87
total $ 1.678.596.066,38 $ 872.663.913,14 $ 805.932.153,24
Tabla 11: Servicio a la deuda
Con el fin de tener un valor medio de los intereses anuales, se divide el costo total del interés por
el número de años durante los cuales se paga dicho interés, entonces se tiene que :
Costo interés del préstamo será: $US 87.266.391,31
Determinación de los ingresos por venta de los productos Proyección de los precios de diésel y gasolina los próximos 8 años, considerando que siempre ira
subiendo el costo lo que hace más favorable la factibilidad de la planta.
año Diésel ($US/ bbl) Gasolina ($US/bbl)
2014 74,49 87,53
2015 77,9 91,96
2016 70 95,99
2017 77 93
2018 70 93,2
2020 70 94,3
2021 75 93
2022 76 93
2023 76 92
promedio 74,04333333 92,66444444
Tabla 12: Precio proyectado de hidrocarburos
Se utilizara el precio de Diésel estimado para el año 2015 al 100% de capacidad y el precio del año
2015 de gasolina al 100% de capacidad.
Cantidad e ingresos totales de los productos
Producto bbl/dia precio $US/bbl
total $US/año
Diésel 70000 77,9 1.794.037.000
Gasolina 17000 91,96 514332280
Otros (aceites , lubricantes, ceras, asfaltos) 230836928
2.539.206.208
Tabla 13: Total de ingresos para el precio estable
INDICADORES FINANCIEROS
1. Valor actual neto ( VAN)
Es el indicador monetario que resulta al restar la suma de los flujos descontados a la
inversión inicial.
Matemáticamente el Van se expresa como:
∑
Donde:
En función del valor que puede tener el VAN, se puede predecir la rentabilidad del
proyecto:
$US 186.00.000 con un porcentaje de reducción del precio de la gasolina y diésel de un
máximo de 25% , con esta variante la utilidad económica del proyecto es favorable para
que este si pueda realizarse y tener ganancias . Los precios de diésel y gasolina son 58,4
[$US/bbl] y 69[$US/bbl] respectivamente.
1. Tasa interna de Retorno
Este criterio evalúa el proyecto en función de una única tasa de rendimiento anual en
donde la totalidad de los beneficios actualizados son exactamente iguales a los desembolsos
expresados en la moneda actual.
Dicho de otra manera, es la tasa que iguala a la suma de los flujos descontando a la
inversión inicial. Matemáticamente es expresado como la tasa de descuento que hace que el
VAN sea igual a cero.
∑
El valor del resultado se compara con el valor de la tasa de interés es de 15% (io)
Si:
El TIR mínimo es de un 17% siendo superior a la tasa de interés cuando se reduce en un
25% los precios de la gasolina y diésel por lo que el proyecto es económicamente
recomendable no así si la baja del precio es un 35% ahí el proyecto deja de ser rentable
donde el TIR es de 14% siendo inferior a la tasa de interés.
2. Relación costo Beneficio o (beneficio costo)
∑
∑
Dónde:
En función al valor de B/C , se presentan 3 casos que permiten evaluar el proyecto:
⁄
⁄
⁄
La relación costo beneficio del proyecto es de 0,8 por lo que el proyecto es
económicamente no recomendable ciertamente esto depende mucho del precio
internacional del diésel y gasolina por lo que a medida que vaya bajando el precio
más riesgoso será el proyecto y el costo de desarrollarlo será mucho mayor al
beneficio que este puede traer .
3. Periodo de recuperación de Capital o Payback
Corresponde al periodo de tiempo necesario para que el flujo de caja del proyecto
cubra el monto total de la inversión, esto es, el período a partir del cual la suma de
los flujos netos de un proyecto comienza a ser positivo. Si los flujos de caja anuales
no son constantes, el Payback se produce cuando el flujo de caja actualizado y
acumulado es igual a cero. A menor Payback mejor es la alternativa.
4. Índice del valor actual neto (IVAN)
Corresponde a la relación entre el valor actual neto (VAN) y la inversión llevada a
cabo. Si un proyecto posee un IVAN menor a uno, indica que no es recomendable
llevarlo a cabo. Este indicador es muy eficiente en los casos en que se cuenta con
hartos proyectos pero no hay recursos suficientes para poder implementarlos a
todos. Ya que las empresas buscan maximizar la rentabilidad de los recursos
escasos.
En el presente proyecto el IVAN es de 0,89 por lo que no es recomendable llevar a
cabo el proyecto.
Detalle del año donde comienza producción
**** 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Capacidad de producción % 50 65 80 90 100 100 100 100 100 100 Ingresos Totales 1269,60 1650,48 2031,36 2285,29 2539,21 2539,21 2539,21 2539,21 2539,21 2539,21 Volumen de ventas[bbl/año] 14,31 18,60 22,90 25,76 28,62 28,62 28,62 28,62 28,62 28,62 Ventas ($US) 1269,60 1650,48 2031,36 2285,29 2539,21 2539,21 2539,21 2539,21 2539,21 2539,21 Costos totales [millones $US] 491,27 585,114 678,96 741,519 804,08 804,08 804,08 804,08 804,08 804 Costos variables operación 312,81 406,65 500,50 563,06 625,62 625,62 625,62 625,62 625,62 625,62 costos de producción 263,57 342,64 421,72 474,43 527,15 527,15 527,15 527,15 527,15 527,1 costos de comercialización 49,24 64,01 78,78 88,63 98,48 98,48 98,48 98,48 98,48 98,48 Costos Fijos de operación 178 178 178 178 178 178 178 178 178 178 gastos administrativos 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5 gastos financieros 87,3 87,27 87,27 87,27 $ 87,27 87,266 87,27 87,27 87,27 87,27 depreciacion 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 otros gastos 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 Utilidad antes de impuestos 778,33 1065,370 1352,41 1543,766 1735,12 1735,12 1735,12 1735,12 1735,12 1735,12 Impuestos IVA 148 202 257 293 330 330 330 330 330 330 Impuesto a las ganancias (15%) 117 160 203 232 260 260 260 260 260 260 impuesto a hidrocarburos exp Argentina 20%
155,67 213,07 270,48 308,75 347,02 347,02 347,02 347,02 347,02 347,02
Utilidad neta 358,0 490,1 622,1 710,1 798,2 798,2 798,2 798,2 798,2 798,2 Pago capital 948,16 $ 58,71 $ 67,52 $ 77,65 $ 89,29 $
102,69 $
118,09 $
135,80 $
156,18 Depreciación 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 Valor residual Flujo de Efectivo 948,16 307,5 439,493 630,24 727,074 825,23 836,87 850,27 865,67 883,39 903,76
ANALISIS DE SENSIBILIDAD
Para realizar el análisis de sensibilidad del proyecto se han considerado variaciones del
precio de venta de los productos Diésel y gasolina como productos estrellas y otros como
naftas, aceites, lubricantes como secundarios. Dichos incrementos en la variación de los
precios y decrementos se encuentran en función a los precios proyectados de los
hidrocarburos para los años venideros
Tabla 14: Variación del VAN y TIR del proyecto con respecto a la variación del precio del
diésel y gasolina
Se concluye que es posible realizar decrementos en el precio de los combustibles alrededor
del 25% para lo cual el proyecto puede ser considerado aun rentable.
Precio [$US/bbll] Precio ($US/L]
VAN TIR
Diesel Gasolina Diesel Gasolina (millones de $US)
%
% 10 85,7 101,156 0,54 0,64 1262,0 25%
0 78 91,96 0,49 0,58 848,74 22,59 -10 70,1 82,764 0,44 0,52 592,2 21% -18 63,88 75,4 0,40 0,47 364,87 19% -25 58,4 69,0 0,37 0,43 186,01 17% -35 50,635 59,774 0,31 0,37 -69,50 14%
∆𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜
Gráfica 4 : Variación del TIR
Grafica 5 : Variación del VAN
-40
-30
-20
-10
0
10
20
0% 5% 10% 15% 20% 25% 30%
∆PREC
IO
TIR en %
Analisis de sensibilidad TIR
Analisis de sensibilidad TIR
-40
-30
-20
-10
0
10
20
-500 0 500 1000 1500
∆PREC
IO
VAN millones de $US
Analisis de sensibilidad VAN
Analisis de sensibilidad VAN
BIBLIOGRAFIA
Comisión nacional de Energía www.cne.cl
ENAP Refinería
Plant Design and Economics de Peter and Timmerhaus.
www.matche.com
www.alibaba.com
www.ine.cl
ANEXOS
Producto cantidad precio total
[bbl/dia] [$US/bbl] [$US/año]
Diesel 70000 85,69 1973440700
10% Gasolina 17000 101,156 565765508
otros 253920620,8
2793,126829
Diesel 70000 70,11 1614633300
-10% Gasolina 17000 82,764 462899052
otros 207753235,2
2285,285587
Diesel 70000 63,878 1471110340
-18% Gasolina 17000 75,4072 421752469,6
otros 189286281
2082,149091
Diesel 70000 58,425 1345527750
-25% Gasolina 17000 68,97 385749210
otros 173127696
1904,404656
Diesel 70000 50,635 1166124050
-35% Gasolina 17000 59,774 334315982
otros 150044003,2
1650,484035
Tabla 15: variación de ganancias con respecto a la variación del precio del diésel y
gasolina convencional
A continuación se muestran cada uno de los balances generales con las variaciones en los
precios para hacer el análisis de sensibilidad en Millones de $US.
Detalle del año donde comienza producción **** 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Capacidad de producción % 50 65 80 90 100 100 100 100 100 100
Ingresos Totales 2793,13 1815,53 2234,50 2513,81 2793,13 2793,13 2793,13 2793,13 2793,13 2793,13
Volumen de ventas[bbl/año] 14,31 18,60 22,90 25,76 28,62 28,62 28,62 28,62 28,62 28,62
Ventas ($US) 2793,13 1815,53 2234,50 2513,81 2793,13 2793,13 2793,13 2793,13 2793,13 2793,13
Costos totales [millones $US] 491,27 585,114 678,96 741,519 804,08 804,08 804,08 804,08 804,08 804,08
Costos variables operación 312,81 406,65 500,50 563,06 625,62 625,62 625,62 625,62 625,62 625,62
costos de producción 263,57 342,64 421,72 474,43 527,15 527,15 527,15 527,15 527,15 527,15
costos de comercialización 49,24 64,01 78,78 88,63 98,48 98,48 98,48 98,48 98,48 98,48
Costos Fijos de operación 178 178 178 178 178 178 178 178 178 178
gastos administrativos 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5
gastos financieros $ 87,27 $ 87,27 $ 87,27 $ 87,27 $ 87,27 $ 87,27 $ 87,27 $ 87,27 $ 87,27 $ 87,27
depreciacion 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51
otros gastos 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19
Utilidad antes de impuestos 2301,86 1230,418 1555,54 1772,295 1989,05 1989,05 1989,05 1989,05 1989,05 1989,05
Impuestos
IVA (19%) 437 234 296 337 378 378 378 378 378 378
Impuesto a las ganancias (15%) argentina 345 185 233 266 298 298 298 298 298 298
impuesto a hidrocarburos exp Argentina 20% 460,37 246,08 311,11 354,46 397,81 397,81 397,81 397,81 397,81 397,81
Utilidad neta 1058,9 565,992 715,55 815,256 914,96 914,96 914,96 914,96 914,96 914,96
Otros
Pago capital 948,16 $ 58,71 $ 67,52 $ 77,65 $ 89,29 $ 102,69 $ 118,09
$ 135,80
$ 156,18
Depreciación 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51
Valor residual
Flujo de Efectivo 948,16 1007,9 514,992 723,26 831,775 941,61 953,25 966,65 982,05 999,77 1020,14
Tabla 16: aumento en un 10% los precios de las gasolinas y diesel convencional
Tabla 17: disminución en un 10% los precios de las gasolinas y diésel convencional
Detalle del año donde comienza producción
**** 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Capacidad de producción % 50 65 80 90 100 100 100 100 100 100
Ingresos Totales 1142,643 1485,436 1828,228 2056,757 2285,286 2285,286 2285,286 2285,286 2285,286 2285,286
Volumen de ventas 14,3115 18,60495 22,8984 25,7607 28,623 28,623 28,623 28,623 28,623 28,623
Ventas ($US) 1142,64 1485,44 1828,23 2056,76 2285,29 2285,29 2285,29 2285,29 2285,29 2285,29
Costos totales [millones $US] 491,27 585,114 678,96 741,519 804,08 804,08 804,08 804,08 804,08 804,08
Costos variables operación 307,73 400,05 500,50 563,06 625,62 625,62 625,62 625,62 625,62 625,62
costos de producción 263,57 342,64 421,72 474,43 527,15 527,15 527,15 527,15 527,15 527,15
costos de comercialización 44,15 57,40 78,78 88,63 98,48 98,48 98,48 98,48 98,48 98,48
Costos Fijos de operación 166 166 166 166 166 166 166 166 166 166
gastos administrativos 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5
gastos financieros $ 74,72 $ 74,72 $ 74,72 $ 74,72 $ 74,72 $ 74,72 $ 74,72 $ 74,72 $ 74,72 $ 74,72
depreciacion 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51
otros gastos 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19
Utilidad antes de impuestos 651,37 900,322 1149,27 1315,238 1481,20 1481,20 1481,20 1481,20 1481,20 1481,20
Impuestos
IVA (19%) 124 171 218 250 281 281 281 281 281 281
Impuesto a las ganancias (15%) 98 135 172 197 222 222 222 222 222 222
impuesto a hidrocarburos exp Argentina 20%
130,27 180,06 229,85 263,05 296,24 296,24 296,24 296,24 296,24 296,24
Utilidad neta 299,6 414,1 528,7 605,0 681,4 681,4 681,4 681,4 681,4 681,4
Otros
Pago capital 948,16 $ 58,71 $ 67,52 $ 77,65 $ 89,29 $ 102,69 $ 118,09 $ 135,80 $ 156,18
Depreciación 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51
Valor residual
Flujo de Efectivo 948,16 248,6 363,148 536,38 621,528 708,00 719,65 733,04 748,45 766,16 786,53
Tabla 18: disminución en un 18% los precios de las gasolinas y diesel convencional
Detalle del año donde comienza producción **** 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Capacidad de producción % 50 65 80 90 100 100 100 100 100 100
Ingresos Totales 1041,07 1353,40 1665,72 1873,93 2082,15 2082,15 2082,15 2082,15 2082,15 2082,15
Volumen de ventas 14,31 18,60 22,90 25,76 28,62 28,62 28,62 28,62 28,62 28,62
Ventas ($US) 1041,07 1353,40 1665,72 1873,93 2082,15 2082,15 2082,15 2082,15 2082,15 2082,15
Costos totales [millones $US] 473,64 678,957 741,52 804,081 804,08 804,08 804,08 804,08 804,08 804,08
Costos variables operación 307,73 400,05 563,06 625,62 625,62 625,62 625,62 625,62 625,62 0,00
costos de producción 263,57 342,64 474,43 527,15 527,15 527,15 527,15 527,15 527,15 0,00
costos de comercialización 44,15 57,40 88,63 98,48 98,48 98,48 98,48 98,48 98,48 0,00
Costos Fijos de operación 166 166 166 166 166 166 166 166 166 166
gastos administrativos 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5
gastos financieros $ 74,72 $ 74,72 $ 74,72 $ 74,72 $ 74,72 $ 74,72 $ 74,72 $ 74,72 $ 74,72 $ 74,72
depreciacion 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51
otros gastos 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19
Utilidad antes de impuestos 567,43 674,440 924,20 1069,853 1278,07 1278,07 1278,07 1278,07 1278,07 1278,07
Impuestos
IVA (19%) 108 128 176 203 243 243 243 243 243 243
Impuesto a las ganancias (15%) 85 101 139 160 192 192 192 192 192 192
impuesto a hidrocarburos exp Argentina 20% 113,49 134,89 184,84 213,97 255,61 255,61 255,61 255,61 255,61 255,61
Utilidad neta 261,0 310,2 425,1 492,1 587,9 587,9 587,9 587,9 587,9 587,9
Otros
Pago capital 948,16 $ 58,71 $ 67,52 $ 77,65 $ 89,29 $ 102,69
$ 118,09
$ 135,80 $ 156,18
Depreciación 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51
Valor residual
Flujo de Efectivo 948,16 210,0 259,242 432,84 508,651 614,56 626,21 639,60 655,00 672,72 693,09
Tabla 19: disminución en un 25 % los precios de las gasolinas y diésel convencional
Detalle del año donde comienza producción **** 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Capacidad de producción % 50 65 80 90 100 100 100 100 100 100
Ingresos Totales 952,2 1237,9 1523,5 1714,0 1904,4 1904,4 1904,4 1904,4 1904,4 1904,4
Volumen de ventas 14,3 18,6 22,9 25,8 28,6 28,6 28,6 28,6 28,6 28,6
Ventas ($US) 952,2 1237,9 1523,5 1714,0 1904,4 1904,4 1904,4 1904,4 1904,4 1904,4
Costos totales [millones $US] 473,6 679,0 741,5 804,1 804,1 804,1 804,1 804,1 804,1 804,1
Costos variables operación 307,73 400,05 563,06 625,62 625,62 625,62 625,62 625,62 625,62 0,00
costos de producción 263,57 342,64 474,43 527,15 527,15 527,15 527,15 527,15 527,15 0,00
costos de comercialización 44,15 57,40 88,63 98,48 98,48 98,48 98,48 98,48 98,48 0,00
Costos Fijos de operación 166 166 166 166 166 166 166 166 166 166
gastos administrativos 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5
gastos financieros $ 74,72 $ 74,72 $ 74,72 $ 74,72 $ 74,72 $ 74,72 $ 74,72 $ 74,72 $ 74,72 $ 74,72
depreciacion 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51
otros gastos 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19
Utilidad antes de impuestos 478,56 558,906 782,00 909,883 1100,32 1100,32 1100,32 1100,32 1100,32 1100,32
Impuestos
IVA (19%) 91 106 149 173 209 209 209 209 209 209
Impuesto a las ganancias (15%) 72 84 117 136 165 165 165 165 165 165
impuesto a hidrocarburos exp Argentina 20%
95,71 111,78 156,40 181,98 220,06 220,06 220,06 220,06 220,06 220,06
Utilidad neta 220,1 257,1 359,7 418,5 506,1 506,1 506,1 506,1 506,1 506,1
Otros
Pago capital 948,16 $ 58,71 $ 67,52 $ 77,65 $ 89,29 $ 102,69
$ 118,09 $ 135,80
$ 156,18
Depreciación 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51
Valor residual
Flujo de Efectivo 948,16 169,1 206,097 367,43 435,065 532,80 544,44 557,84 573,24 590,95 611,32
Tabla 19: disminución en un 35 % los precios de las gasolinas y diésel convencional
Detalle del año donde comienza producción **** 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Capacidad de producción % 50 65 80 90 100 100 100 100 100 100
Ingresos Totales 825,2 1072,8 1320,4 1485,4 1650,5 1650,5 1650,5 1650,5 1650,5 1650,5
Volumen de ventas 11,4 14,9 18,3 20,6 22,9 22,9 22,9 22,9 22,9 22,9
Ventas ($US) 825,2 1072,8 1320,4 1485,4 1650,5 1650,5 1650,5 1650,5 1650,5 1650,5
Costos totales [millones $US] 473,64 678,96 741,52 804,08 804,08 804,08 804,08 804,08 804,08 804,08
Costos variables operación 307,73 400,05 400,05 563,06 625,62 625,62 625,62 625,62 625,62 625,62
costos de producción 263,57 342,64 342,64 474,43 527,15 527,15 527,15 527,15 527,15 527,15
costos de comercialización 44,15 57,40 57,40 88,63 98,48 98,48 98,48 98,48 98,48 98,48
Costos Fijos de operación 166 166 166 166 166 166 166 166 166 166
gastos administrativos 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5
gastos financieros $ 74,72 $ 74,72 $ 74,72 $ 74,72 $ 74,72 $ 74,72 $ 74,72 $ 74,72 $ 74,72 $ 74,72
depreciacion 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51
otros gastos 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19
Utilidad antes de impuestos 351,60 393,857 578,87 681,354 846,40 846,40 846,40 846,40 846,40 846,40
Impuestos
IVA (19%) 67 75 110 129 161 161 161 161 161 161
Impuesto a las ganancias (15%) 53 59 87 102 127 127 127 127 127 127
impuesto a hidrocarburos exp Argentina 20%
70,320404 78,77148 115,77357 136,2708 169,2805 169,281 169,281 169,2805 169,281 169,2805
Utilidad neta 161,7 181,2 266,3 313,4 389,3 389,3 389,3 389,3 389,3 389,3
Otros
Pago capital 948,16 $ 58,71 $ 67,52 $ 77,65 $ 89,29 $ 102,69
$ 118,09 $ 135,80
$ 156,18
Depreciación 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51
Valor residual
Flujo de Efectivo 948,16 110,7 130,174 273,99 329,942 415,99 427,64 441,03 456,44 474,15 494,52
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