Estudio Económico Vargas Altamirano

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

http://www.cne.cl/

http://www.matche.com/

http://www.alibaba.com/

http://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



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








depreciacion 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51

otros gastos 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19


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


Tabla 18: disminución en un 18% los precios de las gasolinas y diesel convencional





Ventas ($US) 1041,07 1353,40 1665,72 1873,93 2082,15 2082,15 2082,15 2082,15 2082,15 2082,15








depreciacion 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51

otros gastos 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19


Impuestos

IVA (19%) 108 128 176 203 243 243 243 243 243 243


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


Tabla 19: disminución en un 25 % los precios de las gasolinas y diésel convencional





Ventas ($US) 952,2 1237,9 1523,5 1714,0 1904,4 1904,4 1904,4 1904,4 1904,4 1904,4








depreciacion 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51

otros gastos 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19


Impuestos

IVA (19%) 91 106 149 173 209 209 209 209 209 209



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


Tabla 19: disminución en un 35 % los precios de las gasolinas y diésel convencional





Ventas ($US) 825,2 1072,8 1320,4 1485,4 1650,5 1650,5 1650,5 1650,5 1650,5 1650,5








depreciacion 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51

otros gastos 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19


Impuestos

IVA (19%) 67 75 110 129 161 161 161 161 161 161



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


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