Robert Valencia Chapi*
Gerardo Collaguazo Galeano*
Leandro Lorente Leyva*
Israel Herrera Granda*
Universidad Tecnica del Norte, Ecuador
rmvalencia@utn.edu.ecResumen
El objeto de este trabajo es proponer el diseño y construcción de una planta satélite de GNL para abastecer al sector industrial en la ciudad de Cuenca - Ecuador. La idea nace con la finalidad de reemplazar el consumo de gas licuado de petróleo (GLP) por el de gas natural licuado (GNL). Una de la principal razón es que el proceso de refinación para obtener el GLP encarece el costo de este combustible, por lo que una opción más económica sería el uso del GNL. Se prevé un incremento en la demanda de gas natural, y es por eso que el Gobierno del país actualmente ha desarrollado un proyecto de extracción y licuefacción de gas natural en el Golfo de Guayaquil, inicialmente la distribución del GNL se realizaría a través de las comercializadoras de GLP.
Palabras clave: Comercialización, producción, gas natural, gas licuado de petróleo, planta satélite.
Clasificación JEL: Q41
Abstract
The object of this paper is the design and construction of an LNG satellite plant to supply the industrial sector of the city of Cuenca in Ecuador. The idea came from to partially replace the consumption of liquefied petroleum gas (LPG) for liquefied natural gas (LNG). One of the main reasons is that the refining process for LPG increasing cost, so a cheaper option arises, and this would be to use LNG. A growing demand for natural gas is expected, so the government is currently implementing a project on extraction and liquefaction of natural gas in the Gulf of Guayaquil, initially the distribution of LNG will be made through the trading of LPG.
Keywords: Commercialization – production – natural gas – liquefied petroleum gas – satellite plant.
JEL classification: Q41
Para citar este articulo puede utilizar el siguiente formato:
Robert Valencia Chapi, Gerardo Collaguazo Galeano, Leandro Lorente Leyva e Israel Herrera Granda (2016): "Planta satelite de gas natural licuado para el abastecimiento del sector industrial en Cuenca - Ecuador", Revista DELOS: Desarrollo Local Sostenible, n. 27 (octubre 2016). En linea:
http://www.eumed.net/rev/delos/27/gas.html
http://hdl.handle.net/20.500.11763/delos27gas
La presente investigación se realiza en base a datos referentes del costo elevado del GLP, así como el incremento de la demanda considerable en los últimos años, lo que ha forzado al Estado a importar mayores volúmenes de combustible para satisfacer al mercado. En consecuencia, desde septiembre del 2009 el Estado Ecuatoriano inició los estudios para la realización del proyecto de extracción, licuefacción y regasificación de gas natural (GN), con el fin de reemplazar parcialmente el consumo de combustibles fósiles tradicionales como el GLP, gasolina y diésel (Petroecuador-EP, 2014).
El 9 de junio de 2011, el Estado hizo un pago de 74 MM$, para tomar el control total de la Plataforma de gas natural (GN) y la Termoeléctrica Machala Power, pertenecientes a la empresa Ecuador Development Company (EDC). Con este pago se nacionalizó la explotación, extracción, y producción de GN del Bloque 6 del Campo Amistad, ubicado en el Golfo de Guayaquil (Petroecuador-EP, 2014).
De los estudios realizados por la Empresa Pública de Hidrocarburos de Ecuador, EP Petroecuador, el país cuenta con reservas certificadas y probadas de aproximadamente 1 700 000 MMscf (Millones de pies cúbicos estándar, donde aproximadamente 33 300 MMscf = 109 m3) de GN, favoreciendo las perspectivas de mantener la comercialización y el consumo del GNL en el país (EP-PetroEcuador, 2012).
La producción de gas natural en Ecuador hasta el año 2001 era la que provenía conjuntamente con el petróleo en un mismo yacimiento (Ilustración 1). A partir del año 2002, con la explotación del Campo Amistad del Golfo de Guayaquil, la producción de gas natural se ve incrementada, llegando a estar alrededor de los 149 MMscf al día, esto en el año 2012. Se tiene por tanto que el 72 % de la producción de GN en 2012 corresponde a pozos petroleros (Gas asociado) y el 28 % (41,72 MMscf al día) corresponde a la producción en el Campo Amistad (Gas Libre) (Carvajal, 2013).
La producción en el Campo Amistad se incrementó hasta llegar a los 80 MMscf diarios, gracias a la implementación de la plataforma auto elevable “Jack up”, traída desde Egipto.
El gas natural es utilizado para la generación eléctrica a partir del año 2000 (Ilustración 2), incrementando año tras año, llegando en el año 2012 a usarse 64 MMscf al día, es decir el 43 % del total de gas natural producido.
El restante 57 % de gas natural se ha utilizado en el sector industrial (Ilustración 3), ya sea en la industria textil, en la fabricación de cerámica, plástico o equipos y maquinaria.
El precio del gas natural varía en función del sitio geográfico donde sea explotado, como puede apreciarse en la Ilustración 4, el precio más alto durante el año 2015 fue el gas natural licuado Japan cif con una media de 10,31 $/MMBtu (dólares americanos por cada millón de British Thermal Unit, siendo: 1Btu = 0,252 kcal = 1,0546 kJ), y el precio más bajo fue el gas natural de Canadárondando los 2,01 $/MMBtu (bp-Group, 2016).
Hay que tener en cuenta que el precio del MMBtu de gas natural se lo calcula en base al costo del gas en yacimiento, más el transporte y los costos de distribución. En el caso de Ecuador al tratarse de gas natural extraído en territorio del propio país, se define una tarifa de producción de gas natural en boca de pozo que facilite identificar una tarifa de comercialización del gas natural en el mercado interno inferior al costo del combustible actual (diésel, fuel oíl y GLP); y, que permita recuperar las inversiones de conversión de generación eléctrica de diésel a gas natural; así como las inversiones en la construcción de la red de gasoductos.
Según el informe anual de Petroecuador del 2012 el gas natural proveniente del Campo Amistad, Bloque 6, entraría a las plantas de licuefacción a un precio de 2,75 $/MMBtu, más IVA. Este precio incluye los costos de producción, tratamiento y transporte. El gas natural procesado en la planta de licuefacción en Bajo Alto, en el cantón El Guabo y entregado al segmento industrial tendría un costo de 5,31 $/MMBtu, más el valor de transporte. Estos valores entraron en vigencia a partir del año 2013.
Si se toma como base la inflación de Ecuador que según el Banco Central de Ecuador registra en el mes de julio del 2016 un valor de 1,58 % se puede estimar que el precio del gas natural de Ecuador incrementará en los siguientes años en aproximadamente un 2 % cada año (Banco-Central, 2016).
Según la demanda industrial de GLP y de diésel que se tiene en Ecuador, se puede predecir un mercado potencial para el gas natural. El sector residencial también sería una alternativa interesante para la venta de gas natural (Ilustración 5).
Según un sondeo realizado a varias empresas de Ecuador, se pretende determinar aquellas empresas que podrían ser abastecidas con gas natural (Checa, 2011), los resultados se detallan en la Tabla 1.
Se tendrá especial interés en las empresas localizadas en la ciudad de Cuenca, capital de la provincia de Azuay, debido a que la planta satélite de GNL se ubicará en esta ciudad.
En el sector industrial de la ciudad de Cuenca se tiene una demanda anual de 25 500 TM (toneladas métricas) de GLP, y su equivalente en gas natural es de 3,2 MMscf al día (Tabla 1).
La relación entre las densidades del gas natural licuado y gas natural es de aproximadamente 540 veces, por lo tanto, la demanda diaria de GNL es de 167,70 m3 (Tabla 2).
La comercialización del gas natural proveniente del campo amistad del golfo de Guayaquil en Ecuador (Ilustración 6), empieza con la explotación del recurso en dicho campo, a continuación, es trasegado por gasoducto hasta la planta de licuefacción de Bajo Alto, en la provincia del Oro. Después de que el gas haya sido licuado en la planta de licuefacción, se carga el GNL a camiones cisterna para transportado hasta la planta satélite de GNL en Cuenca, donde será regasificado, comprimido y transportado por tubería hasta las empresas del sector industrial de la Ciudad.
Cuando hay poblaciones retiradas de los gasoductos y la demanda de gas no justifica económicamente la construcción del gasoducto o el transporte de gas natural comprimido (GNC), por lo que se suele utilizar el sistema de transporte de gas natural licuado (GNL) mediante tanque cisterna. También se ha utilizado este sistema en algunos países cuando se quiere ir creando la cultura del gas o polos de desarrollo, mientras se construye la red nacional de gasoductos.
Esta tecnología, permitiría una adecuada distribución del gas natural en el Ecuador y en todos sus diferentes sectores, sin requerir grandes inversiones en la construcción de gasoductos. El gobierno actual del país hasta el momento, ha optado por esta alternativa de consumo, puesto que ha construido una Planta de Licuefacción de GN en la población de Bajo Alto, cantón el Guabo, provincia del Oro, desde la cual se pretende distribuir el GNL a las plantas Satélites de GNL mediante tanques cisterna, donde el GNL es almacenado en cantidades moderadas, para luego realizar un proceso de regasificación y volverlo a convertir en gas, y pueda ser utilizado por los consumidores, a los cuales se les hará llegar el gas natural mediante una red de distribución.
Una planta satélite de GNL está compuesta por diferentes sistemas, desarrollando cada uno de ellos una función específica y en concordancia con sus afines, con el objetivo en común de garantizar el correcto funcionamiento de la planta:
Almacenamiento: Integrado por uno o más depósitos de almacenamiento de GNL criogénico homologado y constituido por un doble recipiente y sus elementos auxiliares.
Descarga de GNL: El objeto de estos equipos de la esta instalación es realizar el trasvase del GNL entre los camiones cisterna y los depósitos de almacenamiento de la planta.
Equipos de Regasificación: Su misión es calentar el GNL procedente del depósito de la planta, desde -162 °C aproximadamente hasta la temperatura ambiente (15 ºC) para el total del caudal de emisión.
Sistema de Odorización: El objeto de este equipo es facilitar la detección del GN ante una eventual fuga, añadiéndose una pequeña cantidad de odorizante a la corriente de salida del gas.
Sistema de Regulación: El objeto de instalarlos es controlar y establecer la presión del gas para suministro a la red de distribución.
Sistema de control y funcionamiento de la planta: Su fin principal es de mantener el sistema contralado en todos sus parámetros de funcionamiento, con paros de emergencia que le permitan cortar el suministro de forma inmediata en caso de alguna emergencia.
En la Ilustración 7 se puede observar la instalación propuesta para la planta satélite de GNL, donde se tiene la distribución de los equipos que componen la misma (Tabla 3).
La instalación de la Planta Satélite de GNL se ubicará en la Provincia de Azuay, Cantón Cuenca, en el Parque Industrial Machangara, Avenida Ezequiel Padilla y Abdón Calderón. (Ilustración 8).
Considerando las distancias de seguridad entre los depósitos de almacenamiento y los lugares externos a la planta satélite, se ha realizado un esquema del sitio en el que se aprecia donde los equipos irán localizados, tanto dentro como fuera de los cubetos (Ilustración 9).
El predio se encuentra dentro de una propiedad de terreno conformado por un lote de 8 250 m2 (Ilustración 10).
El transporte terrestre de GNL mediante cisternas se halla regulado por la Norma Técnica Ecuatoriana de transporte, almacenamiento y manejo de materiales peligrosos: NTE INEN 2 266:2010, la que se ha desarrollado siguiendo los lineamientos del Sistema Globalmente Armonizado de Clasificación y Etiquetado de Productos Químicos (SGA), las Recomendaciones relativas al transporte de materiales peligrosos, Reglamentación Modelo de Naciones Unidas y la Normativa Nacional vigente.
Las cisternas que transportan GNL son las más voluminosas que pueden circular por carretera debido al hecho de transportar un líquido de densidad aproximada 500 kg/m3. El GNL se encuentra en condiciones criogénicas (-162 ºC aprox.) y a presión prácticamente atmosférica. Los materiales en contacto con el GNL tienen alta resiliencia, es decir materiales que no fragilizan por baja temperatura.
La carga de cisternas en las terminales portuarias de recepción y regasificación de GNL se efectúa mediante bombas criogénicas que aspiran GNL de los depósitos fijos y lo transfieren a la cisterna a través de flexibles criogénicos o brazos de descarga. La carga se efectúa en los cargaderos o puestos de carga existentes, situados en batería y equipados con los correspondientes medios de conexión, seguridades y sistema contra incendios. El GNL cargado se mide por diferencia de pesada en las básculas situadas en los propios puestos de carga sobre las que se sitúa la cisterna y la unidad tractora. Su rendimiento es del orden de las 15 cisternas/día y puesto de carga.
La demanda diaria de la planta es de 167,7 m3 de GNL, por lo tanto, es necesario hacer uso de 4 camiones cisterna con capacidad de producto de 45,9 m3 de GNL (54 m3 de volumen total geométrico). Los camiones cisterna transportarán el producto por carretera desde la planta de licuefacción ubicada en la localidad de Bajo Alto hasta la planta satélite que se encuentra en la ciudad de Cuenca (Ilustración 11).
Se debe tener en cuenta que el tiempo necesario de transporte es el que transcurre desde que el camión cisterna se encuentra vacío en la planta de licuefacción hasta la descarga total del producto en la planta satélite. La distancia por carretera que hay entre Bajo Alto y Cuenca es de 190 km por tanto el tiempo aproximado en vehículo turismo sería de 2 horas y media. Debido a que la velocidad del camión es menor a la del turismo se estima que el tiempo necesario es de 3 horas. La descarga de la cisterna de GNL se realizará mediante diferencia de presión y el tiempo necesario de descarga es de 2 horas. Finalmente, una vez que la cisterna ha descargado el GNL que transportaba, la cisterna debe volver a la planta de licuefacción para volver a recargar producto y poder transportar al día siguiente más producto a la planta satélite, este tiempo es de 3 horas. Se tiene que el tiempo total que tarda un camión cisterna en realizar el ciclo completo de abastecimiento de GNL a la planta satélite es de 10 horas (Tabla 4).
En este apartado se realiza el diseño de la red de distribución de GN desde la planta satélite hasta las empresas consumidoras del sector industrial de la ciudad de Cuenca (Ilustración 12) en Ecuador.
La planta satélite se encuentra en la zona Noreste de la ciudad de Cuenca, y debe abastecer con gas natural a tres empresas:
Una vez que se dispone de información acerca de la localización exacta de la planta satélite y de las empresas cliente de consumo, se debe proceder a determinar las condiciones de trabajo a las que cada tubería va a estar sometida, para poder dimensionar el diámetro y espesor de las mismas y proceder a seleccionar un tubo adecuado y normalizado.
La red de distribución tiene como punto de emisión de gas natural a la planta satélite, la misma que se encuentra a 87 m por debajo del último punto de derivación que es la fábrica de Rialto (Ilustración 12). Existen dos puntos intermedios entre la planta satélite y la fábrica Rialto, y éstos son la fábrica Graiman y la fábrica Italpisos. Es decir, la red de distribución consta de tres tramos principales:
La red de distribución será enterrada y el material de los tubos a utilizar es el polietileno (PE).
La red de distribución y acometidas discurrirán enterradas preferentemente por aceras y retiradas de la fachada al menos 50 cm. En caso de imposibilidad por impedimento de otros servicios, la red se podrá llevar por la calzada, lo más próximo al bordillo de la acera.
La ejecución de obras especiales motivadas por el cruce o paso por carreteras, cursos de agua, ferrocarriles y puentes, se efectuará de acuerdo con las normas que señale la Reglamentación del Organismo afectado al objeto de realizar los trabajos con las mayores garantías de seguridad y regularidad de todos los servicios.
El diámetro de las tuberías a instalar es un factor que va a determinar en gran medida el coste final de la red de distribución por lo que es muy importante realizar adecuadamente su cálculo.
Este diámetro depende de:
La presión del gas decae conforme avanza a lo largo de la tubería por efecto del rozamiento con las paredes y los diferentes accesorios, así como por la presencia de cambios de sección en la tubería. Este efecto es lo que se conoce como pérdida de carga.
En general la manera de calcular estos diámetros consiste en determinar por tanteo la pérdida de carga que se produce para un determinado diámetro obtenido, para comprobar si esa pérdida de carga y la velocidad resultantes son válidas. La velocidad debe ser inferior a 20 m/s para evitar problemas de electricidad estática.
Para la determinación de la pérdida de carga se utilizan las fórmulas de RENOUARD, válidas para los casos en los que la relación entre el caudal (m3(n)/h) y el diámetro (mm) es inferior a 150:
Este tramo de la tubería tiene una longitud de 2,7 km, la fábrica Graiman se encuentra 5 m por debajo de la planta satélite (Ilustración 12). El caudal volumétrico de GN que debe circular por esta tubería es el total de la demanda que tiene la planta satélite, es decir, 7 546,67 m3(n)/h (Tabla 2), esto se debe a que es el primer tramo de tubería que sale directamente de la planta satélite. Para calcular el diámetro de la tubería se utiliza la fórmula de Renouard:
En función de la presión al inicio de la tubería (4,79 bar), y la presión en el final de la tubería (4,49 bar), se determina la presión media del gas mediante la expresión:
El factor de compresibilidad del gas natural a presiones mayores a 4 bar, se puede aproximar con la ecuación:
Una vez que se ha determinado el valor del diámetro y la presión media de la tubería, se debe comprobar que éste diámetro cumple la relación de diseño de Renouard (Q/D < 150) y con la condición de que la velocidad debe ser menor a 20 m/s.
Como puede apreciarse en la Tabla 5 se tiene que la velocidad es menor a 20 m/s y que la relación Caudal/Diámetro es menor a 150 por lo que puede decirse que el diámetro calculado es adecuado para cumplir las especificaciones de diseño.
Según la norma UNE 60311: Canalizaciones de distribución de combustibles gaseosos con presión máxima de operación hasta 5 bar, la elección del espesor mínimo de la tubería debe estar de acuerdo con la siguiente relación:
Donde:
SDR es la relación entre el diámetro exterior del tubo y su espesor.
MRS es la resistencia mínima exigida expresada en MPa.
MOP es la presión máxima de operación expresada en bar.
C es el coeficiente de diseño, que en ningún caso debe ser inferior a 2.
Df es el factor de influencia de la temperatura de operación (temperatura media del gas). El valor a asignar es obtenido de la Tabla 6, extrapolando en caso necesario.
Teniendo en cuenta la definición de SDR:
Y haciendo uso de la ecuación que facilita la norma, se puede despejar el espesor de la tubería:
Finalmente se debe elegir un tipo de tubería de polietileno según fabricante que cumpla las condiciones de trasiego de gas natural. En el caso de las tuberías de polietileno utilizadas en la industria del gas, los materiales más utilizados son los que se denominan como PE 100 y PE 80. Estas denominaciones expresan la tensión característica o mínima resistencia requerida (MRS) del material. Así, en el caso de PE 100 el MRS tiene un valor de 10 MPa y, en el caso del PE 80, tiene un valor de 8 MPa.
Trabajando con la empresa plomyGAS se decide que el tipo más adecuado para el tramo Planta Satélite à Graiman de la red de distribución, es el tubo PE 100 de alta densidad DN 315 y con SDR de 11 (Tabla 8).
Se decide utilizar el tubo PE 100 de alta densidad DN 315 y con SDR de 11, debido a que se toma en cuenta las especificaciones técnicas por parte del fabricante, donde recomienda que este tipo de tuberías es el adecuado para tuberías que trabajen con presiones máximas de trabajo superiores a 4 bar y menores de 10 bar.
Este tramo de tubería es el segundo tramo de la red de distribución y va desde la fábrica de Graiman hasta la fábrica Italpisos con una longitud de 2,01 km, la diferencia de altura entre estas dos fábricas es de 44 metros, siendo la fábrica Italpisos la que está a más altura (Ilustración 12). El caudal volumétrico de GN que debe circular por esta tubería es el necesario para cubrir la demanda de la fábrica Italpisos (0,9 MMscf al día) y la fábrica Rialto (0,6 MMscf al día), es decir, se tiene un caudal de 3 537,50 m3(n)/h (Tabla 1).
Para calcular el diámetro y el espesor de la tubería se utilizan las fórmulas de Renouard al igual de como se hizo con el primer tramo de la red de distribución. En la Tabla 9 se tienen los datos y resultados para el diseño del diámetro:
Y en la Tabla 10 se tienen los resultados del espesor de la tubería del tramo que se diseña en el presente apartado:
Con los valores obtenidos de diámetro y espesor de la tubería se selecciona el tipo de tubo que cumpla con las condiciones de diseño, trabajando con el fabricante plomyGAS. Según la Tabla 8 el tipo de tubo adecuado es el tubo PE 100 de alta densidad DN 250 y con SDR de 11.
Este tramo de tubería es el tercer y último tramo de la red distribución. Va desde la fábrica de Italpisos hasta la fábrica Rialto llegando a tener una longitud de 1,79 km, la diferencia de altura entre estas dos fábricas es de 48 metros, siendo la fábrica Rialto la que está a más altura (Ilustración 12). El caudal volumétrico de GN que debe circular por esta tubería es el necesario para cubrir la demanda de la fábrica Rialto (0,6 MMscf al día), es decir, se tiene trasiega un caudal volumétrico de 1 415,00 m3(n)/h (Tabla 1).
Para calcular el diámetro y el espesor de la tubería se utilizan las fórmulas de Renouard al igual de como se hizo con los otros dos tramos de la red de distribución. En la Tabla 11 se tienen los datos y resultados para el diseño del diámetro:
Y en la Tabla 12 se tienen los resultados del espesor de la tubería del tramo que se diseña en el presente apartado:
Finalmente se selecciona el tipo de tubo del fabricante plomyGAS que cumpla las condiciones de diseño. Según la Tabla 8 el tipo de tubo adecuado es el tubo PE 100 de alta densidad DN 160 y con SDR de 11.
En la Tabla 13 se recoge los diámetros y espesores calculados y reales del trazado de la red de distribución según catálogo del fabricante.
A lo largo de la red de distribución se tienen varios cruces especiales, como cruces de carreteras, cruce de ríos y campos de cultivo, por lo que se deberá realizar un recubrimiento a la tubería en función de las características que presente cada tipo de cruce. En la Tabla 14 se detalla el punto kilométrico al que se encuentran los cruces especiales más destacados.
En este apartado se realizará una estimación del valor de la inversión que tendría la planta satélite, para poder determinar la viabilidad económica que tendría la instalación. Mediante el cálculo del VAN (Valor Actual Neto) y de la TIR (Taza Interna de Retorno) se puede determinar los límites tanto superiores como inferiores dentro de los cuales la planta satélite sería económicamente viable. También se pretende hacer un análisis de sensibilidad de viabilidad basándose en función de los puntos muertos que determinan el criterio de tener un VAN nulo.
Para determinar cuánto sería el costo de la inversión que tendría la planta se procede a fijar precios de los equipos de los que se compone la planta (Tabla 15).
La red de distribución tendrá un valor de inversión en función de la longitud y del diámetro de la tubería de los que está compuesta la red de distribución. Una estimación aceptable es usar un precio de 20 $/pulgada/m. En la Tabla 16 se aprecia la inversión necesaria que conlleva la red de distribución de gas natural.
Teniendo en cuenta los costes de inversión necesarios de la planta satélite y la red de distribución, se obtiene un valor de inversión total del proyecto reflejado en la tabla.
Se distinguen dos tipos de costos: fijos y variables. Siendo los costos fijos, los que siempre están presentes, sea cual sea el nivel de demanda. Y los costos variables son los que dependen necesariamente de la demanda que exista.
Son todos aquellos que no dependen del volumen de actividad: servicios básicos, sueldos y gastos administrativos varios, como mantenimientos, etc. Además de los permisos anuales de la compañía en su proporcional por este rubro. Se ha considerado como costes fijos el 1% del valor de la inversión total del proyecto, es decir 34 056,70 $/año.
Los costos variables son los costos de compra del GNL y el coste que conlleva el transporte del GNL desde la planta de licuefacción (localidad de Bajo Alto) hasta la planta satélite de GNL en la ciudad de Cuenca. El precio de compra se lo ha estimado en base al informe anual de Petroecuador del 2012, que da a conocer que el precio del gas natural en el primer año será 5,31 $/MMBtu. Posteriormente el precio de compra de gas natural tendrá un incremento anual del 5,00 %, este incremento se estima basándose en la inflación de Ecuador que según el Banco Central de Ecuador en el mes de agosto del 2016 fue de 1,42 % (Banco-Central, 2016).
Los costos de transporte del GNL fueron estimados en base al costo que tiene el transporte de GLP mediante camiones cisterna. Este costo promedio es de 4,60 $/m3 de GNL, es decir, 0,239 $/MMBtu de gas natural.
Los ingresos que tendrá el proyecto son la venta del gas natural a las empresas suministradas. La tarifa se la ha determinado en base a una noticia nacional referente a un convenio entre la empresa estatal Petroecuador y una fábrica industrial. Este precio es de 300,00 $/ton de gas natural, es decir, 6,09 $/MMBtu.
Para el desarrollo del análisis económico del proyecto, ciertos datos se han supuesto, como es el caso de la vida útil que tendrá la planta satélite, el aumento anual de la demanda de gas natural, las necesidades operativas de fondos (NOF) y los impuestos, estos valores se muestran en la Tabla 18.
Con la inversión total y la vida útil de la planta satélite se puede obtener la cuota de amortización anual que tendrá el proyecto que se extiende a 30 periodos del ejercicio, el resultado es de 113 522,34 $/año. En función de los ingresos por ventas, costes del proyecto y de la demanda prevista se presenta el flujo de caja para el primer año y los 29 siguientes (Tabla 19).
Para determinar este valor es necesario disponer de una serie de datos. Uno de estos datos es estimar que el β es igual a 0,90 (β es la cantidad de riesgo con respecto al Portafolio de Mercado), otro dato es considerar que el proyecto se financiará con deuda en un 50 %.
Coste Deuda, para determinar este coste, tendremos en cuenta el tipo de interés aplicado por las entidades de crédito aplicado en operaciones a más de 10 Años, y también se considera el IPC de Ecuador del año 2016 (INEC, 2014).
Interés sin Riesgo, debido a la crisis en los últimos años se observa que hay una tendencia de aumento de los préstamos hipotecarios de alto riesgo, por lo que se prevé que seguirá en aumento. El interés sin riesgo se pronostica que estará entre 4,5 % y 5,0 % para los próximos años, por lo que para el análisis del proyecto se considerará un interés sin riesgo del 4,5 %.
Rentabilidad del Mercado, para este valor se toma el de la rentabilidad por dividendo para el año 2015, que según cotización de Enagás es de 4,71 % (Tabla 21).
Con estos valores anteriormente mencionados podemos proceder a calcular el modelo de valoración de activos financieros (CAPM, Ke) que representa un dato fundamental para el cálculo de WACC para nuestro ejercicio. El resultado obtenido es:
Ya obtenido todos los valores necesarios para calcular el WACC (Coste Medio Ponderado de Capital), se procede al cálculo del mismo, en la Tabla 22 se recoge los datos utilizados, así como el valor del WACC.
Con una tasa de descuento del 7,83 %, el VAN del proyecto calculado con un flujo proyectado a 30 años es de 12 376 576,44 $, lo que significa que los inversionistas recuperan su inversión y generan rentabilidad.
La TIR, dado el flujo proyectado a 30 años, es del 22,41 %, lo que significa que es un proyecto viable que sería aprobado por la Matriz por ser mayor al 7,83 % requerido por los accionistas.
En este apartado se procede a hacer distintos análisis de sensibilidad, mediante los cuales se pueda observar las variaciones que puede presentar el VAN en distintas situaciones económicas. Realizando un análisis de punto muerto de la inversión de la planta satélite, se obtuvo que el VAN es nulo para un valor de la inversión de 18 072 154,20 $, y para valores mayores a este, el VAN es negativo.
Para el caso de análisis de punto muerto del coste de mantenimiento se tiene que el VAN es nulo cuando el coste de mantenimiento es de 1 579 153,10 $. Y para valores menores a este, el VAN tiende a ser positivo. De igual forma se ha realizado el análisis de punto muerto del coste de compra del GN, dando como resultado que el VAN es nulo para un coste de compra de 5,827 $ y que para valores menores a este el VAN es negativo. Finalmente, para el caso del análisis de punto muerto del precio de venta se tiene que el VAN es nulo para precios de venta igual a 5,57 $ y que para valores menores a este el VAN empieza a ser negativo.
En la Tabla 23 se aprecia como varía el VAN según se tenga unos valores de precio de venta y de coste compra del GN. Se destacan 3 valores de la tabla (color rojo), el primero es que se tendría un VAN prácticamente nulo (-11,57 $) cuando el coste de compra es el estimado (5,31 $/MMBtu) y el precio de venta coincide con el precio crítico de punto muerto (5,57 $/MMBtu). El segundo valor de la tabla es 0,89 $, este valor corresponde a un VAN cuando el coste de compra es el crítico de punto muerto (5,827 $/MMBtu) y el precio de venta coincide con el estimado (6,087 $/MMBtu). Finalmente, el tercer valor (12 376 579,45 $) corresponde al VAN en condiciones estimadas, es decir, un coste de compra de 5,31 $/MMBtu y precio de venta 6,087 $/MMBtu. Con los datos de la Tabla 23 se ha realizado las curvas de VAN en función del precio de venta y el coste de compra del GN (Ilustración 13).
En la Ilustración 14 y la Ilustración 15 se aprecia como el VAN pasa de ser negativo a ser positivo, es decir, se produce una transición de no viabilidad a viabilidad del proyecto, conforme el precio de venta de GN va aumentando su valor.
En la Tabla 24 se puede observar como varía el VAN según se tenga unos valores de precio de venta de GN y de coste transporte del GNL. Se destacan 3 valores de la tabla (color rojo), el primero es que se tendría un VAN prácticamente nulo (-14,20 $) cuando el coste de transporte es el estimado (4,60 $/m3) y el precio de venta coincide con el precio crítico de punto muerto (5,57 $/MMBtu). El segundo valor de la tabla es 2,97 $, este valor corresponde a un VAN cuando el coste de transporte es el crítico de punto muerto (23,269 $/m3) y el precio de venta coincide con el estimado (6,087 $/MMBtu). Finalmente, el tercer valor (12 376 579,45 $) corresponde al VAN en condiciones estimadas, es decir, un coste de transporte de GNL de 4,60 $/m3 y precio de venta 6,087 $/MMBtu. Con los datos de la Tabla 24 se ha realizado las curvas de VAN en función del precio de venta del GN y el coste de transporte del GNL (Ilustración 16).
En la Tabla 25 se puede tiene como varía el VAN según se tenga unos valores de precio de venta y de demanda de GN. Se destacan 3 valores de la tabla (color rojo), el primero es que se tendría un VAN prácticamente nulo (24,57 $) cuando la demanda de GN es la estimada (1 176 724,96 MMBtu/año) y el precio de venta coincide con el precio crítico de punto muerto (5,57 $/MMBtu). El segundo valor de la tabla es -4,24 $, este valor corresponde a un VAN cuando la demanda de GN es la crítica de punto muerto (238 534,29 MMBtu/año) y el precio de venta coincide con el estimado (6,087 $/MMBtu). Finalmente, el tercer valor (12 376 555,52 $) corresponde al VAN en condiciones estimadas, es decir, una demanda de GN de 1 176 724,96 MMBtu/año y precio de venta 6,087 $/MMBtu. Con los datos de la Tabla 25 se ha realizado las curvas del VAN en función del precio de venta y la demanda del GN (Ilustración 17).
En la Ilustración 18 se aprecia la transición que sufre el VAN cuando el precio de venta de GN aumenta su valor, mientras la demanda de GN es la estimada (1 176 724,96 MMBtu/año). Y en la Ilustración 19 se tiene la transición del VAN según el precio de venta de GN aumenta, manteniéndose la demanda en su valor crítico de 238 534,29 MMBtu/año.
En la Ilustración 20 se puede ver la transición que sufre el VAN cuando la demanda de GN aumenta, mientras que el precio de venta de GN es el estimado (6,09 $/MMBtu).
En la Ilustración 21 se ve la transición que sufre el VAN cuando la demanda de GN aumenta, mientras que el precio de venta de GN es el precio de venta crítico (5,57 $/MMBtu).
Luego de haber realizado las investigaciones respectivas y tomando en consideración el flujo de caja proyectado, VAN, TIR del proyecto, condiciones de la industria y del país de Ecuador se concluye que de darse los ingresos proyectados, precio y tarifa, el proyecto de comercialización de GNL es viable para la planta satélite, siendo un proyecto rentable y que genera buenos dividendos.
De no darse todas las condiciones, principalmente menor precio y tarifa, el VAN del proyecto sería negativo y la TIR menor a la esperada por los accionistas, por lo que se concluye que este proyecto es rentable pero actualmente genera mucha incertidumbre porque el Estado Ecuatoriano no se ha pronunciado formalmente en la forma de la comercialización, precios del GN y lo más importante si se manejará como la comercialización de GLP, es decir, en base a una tarifa regulada.
En vista de la disponibilidad de terreno existente en los predios de la planta satélite de GNL y de la tendencia actual de crecimiento de la demanda de gas natural en Ecuador, se prevé que en un futuro se podría realizar una ampliación de las instalaciones de la planta satélite. Esta ampliación consistiría en un depósito de almacenamiento de GNL con sus respectivos sistemas auxiliares, como son un vaporizador de PPR, un Regasificador de agua caliente, cubeto de contención, instalación de rociadores contra incendio, entre otros. Todos estos equipos se localizarían en la zona oeste de los terrenos de la planta satélite, junto a los cubetos actuales de la planta.
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