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5/11/2018 An lisis Cadena GNL ec - slidepdf.com
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LNG Congress LATAM 2011Pre-Conferencia
Rio de Janeiro, 22 de Noviembre de 2011
Cadena de valor del LNGErnesto Coutsiers
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Agenda
Introducción
Licuefacción
Transporte
Regasificación
Conclusiones
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Introducción
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IntroducciónEl transporte de gas natural
Off Shore
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IntroducciónEl transporte de gas natural (On Shore)
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Cadena de valor GNL
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GDF 2008
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Licuefacción
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Licuefacción – Etapas
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Licuefacción – CAPEXDistribución
Tratamientode Gas, 12%
Licuefacción,
36%
Fraccionamiento, 3%
Servicios
Auxiliares,26%
Almacenamiento y Carga,
23%
Etapa Porcentaje de
CAPEX (típico) Tratamiento de
Gas 12% Licuefacción 36%
Fraccionamiento 3% Servicios
Auxiliares 26%
Almacenamiento y
Carga 23%
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Licuefacción – CAPEXExperiencia Reciente
0
5
10
15
20
25
30
35
40
0 5 10 15 20
C A P E X [ B B
U S D ]
Capacidad [MM tpa]
~1.9 BBUSD/MMtpa
Planta Capacidad
[MM tpa] CAPEX
[BB USD] CAPEX Unitario
[MMUSD/MM tpa] Gorgon 15.0 37.0 2 467
PNG LNG 6.6 15.0 2 273
QCLNG 7.5 12.0 1 600
GLNG 3.5 6.7 1 914
Wheatstone 10.0 16.0 1 600
Pluto-2 4.8 3.2 667
Sunrise 5.0 10.9 2 180
Browse 14.0 24.6 1 757
APLNG 7.0 13.8 1 971
Scarborough 6.0 11.2 1 867Gladstone 1.5 1.2 787
Large FLNG 3.5 5.0 1 429
Shell
(Australia)3.6 11.7 3 250
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LicuefacciónResumen
Costos [USD/MMBTU] Max Med Min
Costo de Capital 9.20
(6.17)3.57 1.88
OPEX 0.60 0.50 0.40
Total 9.80(6.77)
4.07 2.28
Combustible
[t CH4/t LNG] Max Med Min
Consumo 0.1 0.08 0.05
• CAPEX media del orden de 1.9 BB USD/MM tpa• Costos de licuefacción del orden de 4.0 USD/MMBTU• No existen economías de escala• Offshore con CAPEX competitivo (Algunos casos)
Resumen
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13
Transporte
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TransporteCadena de Valor
Instalaciones
de ProducciónCampo de
Gas
Instalaciones
de LicuefacciónTransporte LNG
Almacenamiento
y Gasificación
Usuario
Final
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TransporteCAPEX Carrier 170000m3
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TransporteOPEX Anual Carrier 170000m3
0
2
4
6
8
10
12
14
16
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
OPEX [MMUSD/año]
Mantenimiento Tripulación Seguro Insumos y Lubricantes Otros
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TransporteCostos Carrier 170000m3
0.00.4
0.8
1.2
1.6
2.0
3219 6437 9656 12875 16093 19312 32187 40234
2000 4000 6000 8000 10000 12000 20000 25000
C o s t o
[ U S D / M M B
T U ]
[Km]
[ Millas]
Capital Operación Viaje
Costos de Transporte de LNG (170000 m3) Distancia Distancia Capital Operación Viaje Total
[Millas] [Km] [USD / MMBTU] [USD / MMBTU] [USD / MMBTU] [USD / MMBTU]
2000 3219 0.09 0.03 0.08 0.20 4000 6437 0.15 0.05 0.13 0.33 6000 9656 0.23 0.07 0.23 0.53 8000 12875 0.29 0.09 0.28 0.66 10000 16093 0.32 0.10 0.27 0.69 12000 19312 0.38 0.12 0.32 0.82 20000 32187 0.61 0.19 0.52 1.32 25000 40234 0.76 0.24 0.64 1.64
T
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TrasporteDependencia del Carrier
T t
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TransporteAjuste Costo
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20
Regasificación
R ifi ió
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RegasificaciónCAPEX
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
0.0 5.0 10.0 15.0 20.0
C A P E X [ B B U S D ]
Capacidad [MM tpa]
FSRU
320000 m3
775000 m3
137000 m3
R ifi ió
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RegasificaciónCAPEX
R g ifi ió
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RegasificaciónResumen Final
0.00
0.05
0.10
0.15
0.20
0.25
0.30
0.35
0.40
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
C o s t o d e C a p i t a l y O P E X
[ U S D / M M
B T U ]
Capacidad [MMtpa]
OPEX
Costo Capital
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Conclusiones
C t d l d LNG
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Costo de la cadena LNGResultado Final
0
1
2
3
4
5
6
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000 20000
C o s t o [ U S D / M M B T U ]
Distancia [km]
GNL
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Conclusiones
• La tendencia es hacia costos más elevados (principalmente capital)• Representa entre 70% y 80% del costo total de la cadena• No se observan economías de escala (Offshore competitivo?)
Licuefacción
• Tendencia hacia una reducción de costos• Representa entre un 5% y un 10% del costo total de la cadena
(dependiendo de la distancia)• Existen economías de escala
Transporte
• Tendencia hacia costos menores• Representa entre un 10%y un 15% del costo total de la cadena
(dependiendo de la escala)• Existen economías de escala
Regasificación