CÁTEDRA KONRAD ADENAUER ECOLOGÍA Y ECONOMÍA UCAB
PLANES ACTUALES DE DESARROLLO DE LA FAJA PETROLIFERA DEL ORINOCO PLANES ACTUALES DE DESARROLLO DE LA FAJA PETROLIFERA DEL ORINOCO
Ing. Luis Soler S. Ing. 10 Luis Soler S.2013 Caracas, Octubre Caracas, 10 Octubre 2013
CONTENIDO Ubicación, reservas y calidad Historia de eventos hasta 1993 Estrategias para valorizar recursos de la Faja Asociaciones Estratégicas 1993-2004. Factores claves del éxito y lecciones aprendidas Planes Actuales. Recursos requeridos, cargas fiscales y rentabilidad Conclusiones
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FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO Área: 55.000 Km2
(C. Negro) (Machete)
(Zuata)
(Hamaca)
MMMBLS POES
489 RECURSOS RECUP F.R PRIMARIO % RES. PROBADAS
TOTAL 557 74 6 29
87 95 8,4 47
227 18 10,3 9
1360 85 11,9 27
272 8,2 112 CÁTEDRA KONRAD ADENAUER ECOLOGÍA Y ECONOMÍA UCAB
FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO Área: 55.000 Km2
(C. Negro) (Machete)
°API 8 9,5 % Azufre Metales (V, Ni) Acidez, mg KOH/gr
(Zuata)
11
(Hamaca)
Promedio 12 8,5 3,5 % 480 ppm 2,3 CÁTEDRA KONRAD ADENAUER ECOLOGÍA Y ECONOMÍA UCAB
RESERVAS Y CALIDAD Nivel de reservas permite muy altas tasas de producción por muy largo tiempo Alto contenido de fracciones pesadas (residuales) Alto contenido de contaminantes
Requieren mejoramiento previo para ser procesados en refinerías convencionales
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HITOS FPO 1935 1938 1961
Primer pozo (Canoa -1) Primer pozo descubridor (Zuata -1) Inicio exploración FPO (Morichal y Jobo)
1975/76
Creación Dirección FPO y Dirección Estudios HC no Convencionales MEM
1980
PDVSA inicia Evaluación FPO/Proyecto DSMA
1981
FPO Dividida en 4 bloques (Cerro Negro, Hamaca, Zuata, Machete)
1991
Primera prueba técnica de Orimulsión (Campo Jobo-Cerro Negro)
1995
Inicio producción de bitumen natural. Creación de Bitor
1996
Firma cartas de Intención con transnacionales para evaluar opciones
de desarrollo
1993/97
Aprobación Congreso de la Republica (Art 5 Ley Nac.) y firma de
Convenios de Asociacion
1994-2003
Ejecución proyectos Petrozuata/Sincor/Cerro Negro/Ameriven
2005
Eliminación de Orimulsión /cancelación contratos /disolución de Bitor
2006/10
Reestimación reservas FPO (Proyecto “Magna Reserva” PDVSA)
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ESTRATEGIAS COMERCIALES VIABLES PARA VALORIZAR RECURSOS API Final
Ventajas/limitaciones
Mezclas con crudo livianos
16
(Merey 16)
(Aceptable en prod. temprana)
Poca disponibilidad livianos
Orimulsión (70% XP/30%agua) 8 Negocio cancelado en 2005 (Bitor) por “bajo precio colocación” CRUDO 8 API Mejoramiento parcial
16- 22
Requiere refinería dedicada en
( Cerro Negro, Petrozuata, nuevas EM)
26-32 Mercado muy amplio Inversiones elevadas Refinacion hasta productos 34+ Máxima inversión terminados de alta calidad
destino (Convenio de Asociación)
Mejoramiento intensivo (Ameriven, Sincor, nuevas EM)
( Refineria de Oriente, Refinería
Exportación productos
(Proyecto NRO cancelado en 2000)
Cabruta)
RESERVAS GARANTIZAN POSIBILIDAD DE EXPLOTAR TODOS LOS NEGOCIOS POSIBLES LIMITACIONES ENFOCADAS EN RECURSOS FINANCIEROS/HUMANOS Y MERCADOS
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PROYECTOS DESARROLLADOS 1993-2004 CERRO NEGRO
PETROZUATA
HAMACA
SINCOR
TOTAL
Producción XP, MBD
120
120
180
200
620
F.R estimado, %
12,2
12,5
10,0
9,3
11,0
Vol. Crudo Sintético, MBD
106
103
172
175
556
16
22
26
32
API Crudo Sintético
Inversiones, MM$ Producción
1000
1200
Mejoramiento/otros
2076
3800
Total Proyecto
2100
Aporte PDVSA, MMM$/%
3076
3100
5000
0,5(15,9%)
13.276 2,8 (21%)
Empleos/Participación nacional Construcción Operación
7.000
13.300
26.000
4.400
DESARROLLO A 66% LA PAR DE67LOS MAYORES EMPRENDIMIENTOS DE CONSTRUCCIÓN % 65% 61% 65% A NIVEL MUNDIAL
% Participación Nacional
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FACTORES CLAVES DEL ÉXITO DE PRIMEROS DESARROLLOS (1993-2004)
Compromiso nacional Fortaleza financiera y de recursos humanos de PDVSA y socios Marco jurídico y fiscal adaptado a las circunstancias del momento (17 $/bbl) Refinerías dedicadas para procesar crudos mejorados de menor calidad Decisiones tecnológicas y de ubicación que limitaron costos y riesgos, y maximizaron sinergias entre proyectos Producción temprana limitada, pero adecuada para generar rápidamente flujo de caja (13 % inversiòn) Financiamiento externo (40% inversiòn) Énfasis en construcción en el menor tiempo posible Manejo óptimo del recurso humano/altos ìndices de seguridad laboral Situación cambiaria e inestabilidad política manejadas adecuadamente
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LECCIONES APRENDIDAS Negociación efectiva y cumplimiento de lo acordado Organización de 200 personas a nivel gerencial/técnico/administrativo para la gestión adecuada de los negocios y asignaciones en puestos claves en las asociaciones
Prueba de completación eslabón crítico al final de la construcción - Todo el sistema debe operar 90 días continuos a plena capacidad - Requisito del financiamiento externo Incremento sostenido de la productividad de pozos con nuevas tecnologías Producción de gas y agua en algunas asociaciones mucho mayor de lo anticipado Se requiere mejorar metalurgia de mejoradores ante acidez de crudos
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MARCO JURIDICO Y FISCAL EMPRESAS MIXTAS VS CONVENIOS DE ASOCIACION Convenios de Asociac. 1993-2007
Empresas Mixtas 2008+
“Sociedades Anónimas con Estado
“Estado = 60% + particip.“
< 50% (Promedio = 40%)”
“Arbitraje internacional de controversias con leyes del país”
Control decisiones críticas
“Controversias en tribunales nacionales”
Comentarios
Optimización de recursos/ via veto (“acción dorada”)
Posible arbitraje internacional vía TBPPI`s
“Regalía inicial 1% por 9 años
“Regalía = 33,33% fija
Modificaciones previstas en
luego 16,67% (máximo)
ISLR = 50%”
Convenios de Asociación
“Controlados por la EM”
Igual que antes
ISLR = 34%”
“Comercialización y precios controlados por terceros”
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MARCO JURIDICO Y FISCAL EMPRESAS MIXTAS VS CONVENIOS DE ASOCIACION Convenios de Asociac. 1993-2007
Flujo de efectivo controlado por bancos
Empresas Mixtas 2008+
Comentarios
Solo en Petroanzoàtegui
Condición para financiar
Autónomas presupuestariamente
Presup. aprobados por CVP
Igual que antes
No alineados al Plan de desarrollo de
En línea con los planes de
En línea con los planes de
para pago de deuda (“control indirecto”)
la nación
ISLR asignado a los participantes
Políticas contables propias
desarrollo vigentes
La empresa paga el ISLR
Políticas contables PDVSA
Costos de mano de obra admistrativa
Absorbidos por PDVSA y
por operadoras
recobrados por CVP
desarrollo vigentes en la época
Depende de estructura. No es
relevante
Implicaciones?
Personal en EM lo paga la EM No es relevante
DECISIÓN DE MIGRACIÓN OBEDECIO MAS A OBJETIVOS IDEOLOGICOS Y POLÍTICOS QUE A RAZONES ECONOMICAS O JURÍDICAS
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PLAN SIEMBRA PETROLERA PDVSA NEGOCIOS Y PROYECTOS
TOTAL (Machete) (Zuata)
EM Existentes Produccion 2012, MBD Emp Mixtas FPO Esfuerzo propio Total EM en desarrollo
(Hamaca)
0 0 0 0 1
(Machete) (
(Zuata)
2
1
2
270 0 270
165 94 259
218 354 572
5
11
(Hamaca ) 5
(C. Negro)
653 448 1.101 3
20
Nueva Refinería Junin 1 (Bel/Sino) (1) Petrocarabobo Cabruta Junin 2 (PetroViet) Petroindependencia Junin 4 (CNPC) Carabobo 3 Junin 5 (ENI - Ref Jose) Producción 400 MBD C/U Junin 6 (cons. ruso) Mejoram. 200 MBD /32-42 API Producción 400 MBD C/U (Soledad) Mejoram. 200 MBD /32-42 API (Soledad)
Producción 2019, MBD
4.000
(1) Socios : Petrobras, Cupet, CNPC, Teikoku, KNOC, UEPB (Bielorusia, ) emp. de Sur América y locales. No se reportan avances
Produccion esperada FPO 2019, MBD
4.000
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IMPLICACIONES DE UBICACIÓN DE NUEVOS MEJORADORES UBICACIÓN JOSE
UBICACIÓN SOLEDAD (FPO)
Espacio limitado (reservado a refinería)
Menor inversión total
Expansión terminal actual
Menores requerimientos de inversión social Menor desarrollo del Sur
Facilita exportación de coque y azufre Ferrocarril hasta rio Orinoco + gabarras
No hay restricciones de espacio
Menor impacto en operaciones actuales Nuevo terminal en Araya a med. plazo
Embarque en Punta Cuchillo (Delta)
Requiere inmovilizar un volumen importante
Se inmovilizan vol. menores de diluente
de diluente
Factible sinergias adicionales
Requiere desarrollar nuevos condominios industriales (Carabobo, Junin- 7,4 MMM$)
DECISION MENOS CRITICA EN SITUACION ACTUAL QUE EN 1993
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TECNOLOGIAS DE MEJORAMIENTO COQUIFICACIÓN RETARDADA
H2 100 Bbl - 8 API
170 mil pie3 gas nat
85 Bbl - 32 API
3 ton coque con met.
0,4 ton azufre
Gran experiencia operacional en Venezuela – SE MANTIENE EN NUEVOS DESARROLLOS Facilita financiamiento (0 riesgo tecnológico) Su utilización masiva podría saturar mercado internacional de coque con metales Generación de electricidad localmente a partir del coque altamente costosa vs alternativas
HIDROPROCESAMIENTO
H2 100 Bbl - 8 API
250 Mil pie3 gas nat.
105 Bbl - 32 API
0,5 ton desechos
0,5 ton azufre
Pocas tecnologías adaptadas para la FPO Tecnologías mas promisorias aun no totalmente comerciales (HDH, VCC, ENI EST….) Su utilización en próximos proyectos dificultaría financiamiento externo Recuperación de metales de desechos altamente costosa/contaminante
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SITUACIÓN TECNOLOGÍA HDH DE HIDROPROCESO
Tecnología desarrollada por INTEVEP para la FPO Primera planta comercial en construcción en Pto. La Cruz Desarrollo de la tecnología ha saltado una etapa crítica : Planta “Demo” - - - Objetivo: Demostrar proceso con equipos a escala comercial a un costo menor
LABORATORIO PLANTA PILOTO COMERCIAL Capacidad: Inversion, MM$:
1 -150 B/D
PLANTA DE DEMOSTRACION 2000 B/D
1- 80
PLANTA
COMERCIAL
25- 50.000 B/D 500
3000 - 5000
IMPLICACIONES:
ÉXITO TECNOLOGICO Y COMERCIAL (Un Boeing 747?)-------------------------------ESCENARIO IMPROBABLE ÉXITO TECNOLOGICO /FRACASO ECONOMICO (Un Concorde?)--------------------ESCENARIO MAS PROBABLE FRACASO TECNOLOGICO?---------------------------------------------------------------------ESCENARIO DESCARTADO
NECESARIO ARMONIZAR ESFUERZOS DE DESARROLLO DE TECNOLOGIA HDH CON PLANES FAJA - Convenio PDVSA-ENI para introducir la tecnología EST en la Faja (similar a HDH) - Disposición de subproductos sólidos
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RECURSOS FINANCIEROS REQUERIDOS MODULO DE 200 MBD, MM$
Inversion inicial SINCOR (año 2000): 5000 Costo Modulo similar en 2013 (+ 4,5% ia) 9000 + Incremento de Costos por Sinergias no explotadas + Inversion Social e infraestructura
1000
Orden de Magnitud
3000
Inversion Total para 200 MBD en 2013
13000
+ Rec Sec para 20 % FR (inyecc. vapor)
2000?
Excluido por ahora
Origen de Fondos (posible estructura financiera): - Flujo caja producciòn temprana
1800 Disponibilidad livianos?
- Financiamiento Bancario (30% inv petrolera)
3000
Garantías a ofrecer?
Subtotal 4800 Aportes Socios (remanente) - Aporte Socios externos
8200
(40%)
3280
- Aporte Requerido PDVSA (60%)
4920
IMPLICACIONES:
Aportes promedio anual de PDVSA para 4 módulos (800 MBD) en 7 años = 4920x4/7 = 2810 MM$/año (podria estar al alcance de PDVSA)
PDVSA solicita financiamiento de los socios para cubrir sus aportes. Es necesario/ conveniente?
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RENTABILIDAD Y PARTICIPACION FISCAL – MODULO 200 MBD Bases 1998
Bases 2013
Precio crudo sintético 32 API, $/bbl Inversión inicial, MM$
21
5.000
Costos operación Prod/Mej, $/bbl Regalía inicial (años 1-9), % precio 8 API Regalía posterior, % precio 8 API ISLR, % ganancias Otros impuestos fiscales/parafiscales TASA INTERNA DE RETORNO, % anual TIEMPO PARA RECUP INVERSION, años PARTICIP NACION /% ING VENTAS
100 13.000
2,5
5,0 1%
16,67% (35 años AE) 34% mínimos 11 % (min. aceptable) 11 18,2 MMM$/ 42 %
33,3% 33,3% (25 años EM) 50% 5 % ingresos 13,3% (aceptable) 10 151MMM$/ 73%
IMPLICACIONES: Precios actuales permiten incremento sustancial de cargas fiscales vs 1998, manteniendo rentabilidades aceptables Si PDVSA no aporta efectivo, no obtendría flujo de caja del proyecto (> 15 años). Fisco recibe participaciòn fiscal muy elevada Premisa de mìnimo/ningùn aporte financiero PDVSA podría obstaculizar negociaciones/financiamiento CÁTEDRA KONRAD ADENAUER ECOLOGÍA Y ECONOMÍA UCAB
CONCLUSIONES
-
Desarrollo adicional de la FPO es una nueva gran oportunidad para nuestro pais: Reafirmarìa posición como productor petrolero de primera línea
-
Impulsarìa el desarrollo nacional
Proyectos muy competitivos vis a vis otros grandes desarrollos petroleros a nivel internacional
Ejecucion del Plan propuesto (+ 2,9 MMBD para 2019) no es viable - Inmensos obstàculos en negociaciones/tecnológicos/financieros/RRHH capacitados y comerciales y limitado tiempo para resolverlos - Esfuerzo adicional de PDVSA en otros proyectos petroleros y sociales - Necesidad no contemplada de incorporar refinerías dedicadas en proyectos con baja calidad del producto final
400 MBD 8 °API
200 MBD
Mejorador 200 MBD
175 MBD 32 °API
375 MBD 20 °API
Refinerías dedicadas
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CONCLUSIONES - Los requerimientos de gas natural para el mejoramiento de los crudos XP no estarian considerados en planes actuales
Aun un plan “redimensionado” de unos 800 MBD de crudo mejorado adicionales para 2019, cumpliendo metas de costo, alcance y tiempo preestablecidas, es un megaproyecto de dimensiones mundiales - Haría factible un control mas efectivo del plan por parte de PDVSA - De lograrse, el plan habría sido ejecutado mas eficientemente que experiencia de
1993-2004
Precios y esquema impositivo actual maximizan renta a la nación con una tasa de retorno que podría ser aceptable para los proyectos - Rentabilidad mínima aceptable “por diseño” que maximiza cargas fiscales - Podría requerir revisar premisas financieras y fiscales
DE NO DESARROLLARSE OPORTUNA Y EFICIENTEMENTE, LA FAJA PODRIA NO SER APROVECHADA EN TODO SU POTENCIAL
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ACCIONES REQUERIDAS
Asegurar consensos y màxima participación nacional Considerar prioritarios expansión de mejoradores existente/sinergias entre proyectos Revisar/redimensionar plan actual para establecer metas realistas a mediano plazo: - Enfocar esfuerzos en proyectos mas promisorios/adelantados para lograr unos 800 MBD para 2019 - Desarrollar plan comercial que incluiria refinerías dedicadas para procesar mezclas de 20-22 API - Asegurar requerimientos de gas natural para mejoradores
Revisar planes/armonizar desarrollo de tecnología HDH de Intevep con el futuro de la FPO Revisar condiciones preestablecidas de negociación que podrían dificultar las metas - Recuperación adicional de yacimientos para objetivo de FR=20% desde el inicio Necesidad/conveniencia de mìnimo/ningun aporte inicial PDVSA en los negocios Cargas fiscales/parafiscales/aportes sociales
Fortalecer capacidad de suministro de bienes y servicios nacionales Evaluar la incorporación de un ente coordinador independiente para la gestión integral del Plan Socio-Ambiental y construcciòn de infraestructura y servicios
EL VERDADERO ÉXITO CONSISTE EN ALCANZAR METAS ANTICIPADAS EN COSTO, TIEMPO Y ALCANCE PREVISTOS……
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ANEXOS
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RENTABILIDADES Y PARTICIPACION FISCAL
EVALUACION ECONOMICA NUEVO PROYECTO TIPO SINCOR EN FPO BASE 2001 (21 $/BBL) Año
INVERSIONES (LOP= 5000) % LOP MM$
1 2014
2 2015
3 2016
4 2017
5 2018
6 2019
7 2020
8 2021
9 2022
10 2023
11 2024
12 2025
13 2026
14 2027
35 2048
36 2049
10 500
20 1000
30 1500
30 1500
10 500
80
80
80
80
80
80
80
80
80
80
80
100 7480
7,3
25,6
25,6
25,6
36,5
54,8
62,1
73,0
73,0
73,0
73,0
73,0
73,0
73,0
73,0
2281,3
20
70
70
70
20
70
70
70
50 50 100
150 150
170 170
200 200
200 200
200 200
200 200
200 200
200 200
200 200
200 200
42 1400 195
128 4200 585
150 4760 663
176 5600 780
176 5600 780
176 5600 780
176 5600 780
176 5600 780
176 5600 780
176 5600 780
176 5600 780
977 46 11 1034
1147 52 12 1211
1349 61 14 1425
1349 61 14 1425
1349 61 14 1425
1349 61 14 1425
1349 61 14 1425
1349 61 14 1425
1349 61 14 1425
1349 61 14 1425
43833
MMBBL/yr XP a Zuata 16 XP a Mejorador Total XP
MBD MBD
Mejorado producido Coque producido Azufre producido
MBD TD TD
Ingresos Zuata 16 Ingresos Mejorado Ingresos Coque a 15$/ton Ingresos Azufre a 30$/ton Total Ingresos
MM$/año MM$/año MM$/año MM$/año
0
97
OPEX Regalia (1% 7 años luego 16,66%), MM$ Costos Produccion, MM$ Costos Mejoramiento (1,5 $/bbl) Costos administracion Subtotal OPEX
1,5$/bbl 2,0 $/bbl
Depreciacion produccion Depreciacion mejorador Total depreciacion Acumulada Ingresos para ISLR ISLR 34% FLUJO CAJA DESPUES ISLR Acumulado
TIR VPN Participacion nacion, MM$ Acumulada
-500 -500
341
341
341
TOTAL
97
341
341
341
243 318 15 4 580
1
3
3
3
5
7
8
10
10
162
162
162
162
162
162
4268
11 0 10 21
38 0 15 53
38 0 20 58
38 0 25 63
55 37 30 121
82 110 30 222
93 124 30 247
110 146 30 286
110 146 30 286
110 146 30 286
110 146 30 286
110 146 30 286
110 146 30 286
110 146 30 286
110 146 30 286
3422 4358 1000 8780
64 190 254 654
68 190 258 912
72 190 262 1174
76 190 266 1440
80 190 270 1710
84 190 274 1984
88 190 278 2262
92 190 282 2544
96
100
96 6370
100 6470
2670 3800 6470
30
60
60
0 0 0
30 30
60 90
60 150
60 190 250 400
75 26
254 86
219 74
214 73
204 69
551 187
697 237
867 295
863 294
707 240
703 239
699 238
695 236
881 300
877 298
24315 8267
-950 -1450
-1302 -2753
-1296 -4048
-299 -4347
305 -4042
538 -3505
638 -2866
754 -2112
756 -1356
657 -700
658 -42
659 618
661 1278
597 14439
599 15038
15038
27 27
90 116
78 194
76 270
74 345
195 539
245 785
305 1089
303 1392
403 1795
401 2196
400 2596
398 2994
462 460 12075 12535 % ingresos
12535
10,98%
41,63%
RENTABILIDADES Y PARTICIPACION FISCAL EVALUACION ECONOMICA NUEVO PROYECTO TIPO SINCOR EN FPO BASE 2013 (100 $/BBL) Año
1 2014
2 2015
3 2016
4 2017
5 2018
6 2019
7 2020
8 2021
9 2022
10 2023
11 2024
36 2049
10 1000 300
20 2000 600
30 3000 900
30 3000 900
10 1000 300
160
160
160
160
160
160
160
MBD MMBBL/yr
0
20 7,3
70 25,6
70 25,6
70 25,6
100 36,5
150 54,8
170 62,1
200 73,0
200 73,0
200 73,0
200 73,0
XP a Zuata 16 XP a Mejorador Total XP
MBD MBD
0
20
70
70
70
20
70
70
70
50 50 100
150 150
170 170
200 200
200 200
200 200
200 200
Mejorado producido Coque producido Azufre producido
MBD TD TD
42 1400 195
128 4200 585
150 4760 663
176 5600 780
176 5600 780
176 5600 780
176 5600 780
Ingresos Zuata 16 Ingresos Mejorado Ingresos Coque a 150$/ton Ingresos Azufre a 200 $/ton Total Ingresos
MM$/año MM$/año MM$/año MM$/año
4654 230 43 4926
5460 261 48 5769
6424 307 57 6788
6424 307 57 6788
6424 307 57 6788
6424 307 57 6788
208587
INVERSIONES (LOP= 5000) % LOP MM$ Inversion infraest/social Produccion XP
OPEX Regalia 33,33 %, MM$ Impuesto LOCyT
3000 MM$
445
2% ing brutos
Costos Produccion, MM$ Costos Mejoramiento (3 $/bbl) Costos administracion Subtotal OPEX
3 $/bbl 4 $/bbl
Depreciacion produccion Depreciacion mejorador Depreciacion inv social Total depreciacion Acumulada Ingresos para ISLR antes Imp adic Otros impuestos antes ISLR 3% ing antes ISLR Ingresos para ISLR despues Imp adic ISLR 50% FLUJO CAJA DESPUES ISLR Acumulado
TIR VPN Participacion Fiscal, MM$ Acumulada
-1300 -1300
13,33%
1559
1559
1559
TOTAL
100 14960 3000
2281,3
445
1559
1559
1559
1113 1515 77 14 2719
148 9
520 31
520 31
520 31
742 54
1113 99
1262 115
1484 136
1484 136
1484 136
1484 136
46385 4172
22 0 10 32
77 0 15 92
77 0 20 97
77 0 25 102
110 73 30 213
164 219 30 413
186 248 30 464
219 292 30 541
219 292 30 541
219 292 30 541
219 292 30 541
6844 8716 1000 16560
60
120
120
60 60
120 180
120 300
128 380 150 658 1608
136 380 150 666 2274
144 380 150 674 2948
152 380 150 682 3630
160 380 150 690 4320
200
0 0
120 380 150 650 950
200 15940
5340 7600 3000 15940
256 8 248 124
856 26 831 415
791 24 767 384
786 24 763 381
1060 32 1028 514
2643 79 2564 1282
3262 98 3164 1582
3952 119 3834 1917
3944 118 3826 1913
3936 118 3818 1909
4426 133 4294 2147
125530 3766 121764 60882
-2476 -3776
-3425 -7201
-3396 -10597
-799 -11395
1004 -10391
1780 -8611
2088 -6523
2431 -4092
2435 -1657
2439 782
2187 58862
58862
992 1281
958 2239
956 3195
1342 4537
2573 7110
3057 10167
3656 13823
3651 17474 %ingresos
3647 21122
3900 115205
115205
25 años EM
289 289
72,16%
CRONOGRAMA DE EJECUCION REAL PROYECTO SINCOR