JUSTIFICATIVOS DEL PROYECTO
SITUACIÓN ACTUAL DEL PARQUE REFINADOR DEL PAÍS
LAS REFINERÍAS EXISTENTES NO ESTÁN DISEÑADAS PARA PROCESAR LOSCRUDOS PESADOS QUE EL PAÍS PRODUCE CADA VEZ EN MAYOR PROPORCIÓN,Y QUE CONSTITUYEN LA MAYOR PARTE DE SUS RESERVAS
LA INFRAESTRUCTURA ACTUAL DE REFINACIÓN NACIONAL ES INSUFICIENTEPARA ABASTECER LAS NECESIDADES DE DERIVADOS DE HIDROCARBUROS ENCANTIDAD Y CALIDAD
EL PAÍS ESTÁ IMPORTANDO GRANDES CANTIDADES EN DERIVADOS BLANCOSQUE REPRESENTAN ENORMES EGRESOS DE DIVISAS
EL PAÍS REQUIERE PASAR DE EXPORTADOR DE CRUDO A EXPORTADOR DEDERIVADOS
REFINERIAS EXISTENTES
-
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
140.000
160.000
180.000
REERLL
RATOTAL
110.000
45.000
20.000
175.000
CAPACIDAD DE REFINACION EN BPDO
5
GLP: 667
Gasolina: 6.900
Parsons
Cautivo
Universal
Diesel 1: 800
J P4: 1.900
Diesel 2: 9.000
Fuel Oil 4: 24.500
Absorber Oil: 10
Spray Oil: 482
Solventes: 320
Diagrama de flujo de ProcesosDiagrama de flujo de Procesos Refinería La LibertadRefinería La Libertad
(Cifras en Barriles/día)(Cifras en Barriles/día)
GLP: 667
Gasolina: 6.900
Parsons
Cautivo
Universal
Diesel 1: 800
J P4: 1.900
Diesel 2: 9.000
Fuel Oil 4: 24.500
Absorber Oil: 10
Spray Oil: 482
Solventes: 320
GLP: 667
Gasolina: 6.900
Parsons
Cautivo
Universal
Diesel 1: 800
J P4: 1.900
Diesel 2: 9.000
Fuel Oil 4: 24.500
Absorber Oil: 10
Spray Oil: 482
Solventes: 320
Diagrama de flujo de ProcesosDiagrama de flujo de Procesos Refinería La LibertadRefinería La Libertad
(Cifras en Barriles/día)(Cifras en Barriles/día)
7
45.000
BPD
Diagrama de flujo de ProcesosDiagrama de flujo de Procesos
Refinería AmazonasRefinería Amazonas
2100 BPD
200 BPD
3000 BPD
4700 BPD
2069 BPD
130 BPD
3220 BPD
4237 BPD
Horno de Crudo
Horno de Crudo
Crudo
1
Crudo
2
GLP
Gasolina
Kero / Jet
Kero / Jet
Gasolina
Diesel
Residuo
Diesel
Residuo
Gasolina Natural
500 BPDCRUDO 20000 BPDO
Diagrama de flujo de ProcesosDiagrama de flujo de Procesos
Refinería AmazonasRefinería Amazonas
2100 BPD
200 BPD
3000 BPD
4700 BPD
2069 BPD
130 BPD
3220 BPD
4237 BPD
Horno de Crudo
Horno de Crudo
Crudo
1
Crudo
2
GLP
Gasolina
Kero / Jet
Kero / Jet
Gasolina
Diesel
Residuo
Diesel
Residuo
Gasolina Natural
500 BPDCRUDO 20000 BPDO
2100 BPD
200 BPD
3000 BPD
4700 BPD
2069 BPD
130 BPD
3220 BPD
4237 BPD
Horno de Crudo
Horno de Crudo
Crudo
1
Crudo
2
GLP
Gasolina
Kero / Jet
Kero / Jet
Gasolina
Diesel
Residuo
Diesel
Residuo
Gasolina Natural
500 BPDCRUDO 20000 BPDO
8
OFERTA-DEMANDA DE DERIVADOSGLP4%
GASOLINAS27%
JET FUEL4%DIESEL
23%
FUEL OIL40%
ASFALTOS2%
REFINERIA ESMERALDASSOLVENTES 1%
GASOLINAS 13%
JET FUEL 2%
DIESEL 25%FUEL OIL 58%
REFINERIA LA LIBERTAD
9
GLP 17%
GASOLINAS 24%
JET FUEL 4%
DIESEL 34%
FUEL OIL 13%
RESIDUO 5%
ASFALTOS 1% OTROS 1%
DEMANDA NACIONAL
GLP 7%
GASOLINAS 24%
JET FUEL 2%
DIESEL 29%
RESIDUO 38%
COMPLEJO SHUSHUFINDI
OFERTA-DEMANDA DE DERIVADOS
10
1,4
10,0
2,8
12,0
24,0
11,1
16,1
2,6
22,7
12,2
-9,7
-6,1
0,2
-10,7
11,8
-15,0
-10,0
-5,0
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
GLP GASOLINAS JET FUEL DIESEL FUEL OIL
OFERTA - DEMANDA NACIONAL DE DERIVADOS EN 2007(EN MILLONES DE BARRILES)
PRODUCCIÓN NACIONAL DEMANDA NACIONAL DIFERENCIA
DEMANDA CRECIENTE DE DERIVADOS BLANCOS QUE, POR LAS LIMITACIONES DE LAS REFINERÍAS LOCALES, DEBE CUBRIRSE CON MÁS IMPORTACIONES
-
10
20
30
40
50
60
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
MERCADO INTERNO DE DERIVADOS BLANCOS(MILLONES DE BARRILES/AÑO)
IMPORTACIONES DEMANDA INTERNA OFERTA INTERNA
-
500
1.000
1.500
2.000
2.500
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
IMPORTACIONES DE DERIVADOS BLANCOS(MILLONES DE US$/AÑO)
GLP OTROS DERIVADOS TOTAL
EN EL 2007 SE GASTÓ $ 2.500
MM EN IMPORTAR COMBUSTIBLES
EN EL 2007 SE IMPORTÓ 30 MM
DE BLS DE COMBUSTIBLES
11
47
57
66
75
85
92
80
84
91
43
52
60
35
43
55
2005 2006 2007
PRECIOS DE IMPORTACION Y EXPORTACION(US$/BARRIL)
GLP NAO Diesel Crudos Fuel Oil 6
ACTUALMENTE, EL PAÍS EXPORTA CRUDO Y FUEL OIL 6 A PRECIOS BAJOSE IMPORTA DERIVADOS A PRECIOS ALTOS
EN 2007, HUBO UNA DIFERENCIA DE $30 / BL ENTRE
IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES
12
REFINERÍA DEL PACÍFICO
PROPÓSITO
• CONSTRUCCIÓN Y OPERACIÓN DE UN COMPLEJO INDUSTRIAL DEPROCESAMIENTO DE CRUDO DE 300.000 BPDO DE CAPACIDAD,PARA PRODUCIR COMBUSTIBLES BLANCOS, POLIOLEFINAS, BTX YFERTILIZANTES PARA ABASTECER AL MERCADO NACIONAL YEXPORTAR LOS EXCEDENTES.
PRESUPUESTO REFERENCIAL
• 10+ MILLARDOS DE DÓLARES DEL 2011
TIEMPO DE EJECUCIÓN
• 2008 – 2013 (5 AÑOS)
OFERTA – DEMANDA PROYECTADAS DE GASOLINAS
-
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
OFERTA DEMANDA DE GASOLINAS(BARRILES/DIA)
OFERTA ACTUAL REHABILITACION REE PROCES. RESIDUOS REF DEL PACIFICO DEMANDA
DEMANDA PROYECTADA
REFINERIA DEL PACIFICO
REFINERIAS EXISTENTES
CON LA RDP, HABRÁ SALDOS EXPORTABLES DE
NAFTAS
16
-
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
OFERTA DEMANDA DE DIESEL(BARRILES/DIA)
OFERTA ACTUAL REF DEL PACIFICO DEMANDA
REFINERIAS EXISTENTES
REFINERIA DEL PACIFICO
DEMANDA PROYECTADA
CON LA RDP, HABRÁ SALDOS EXPORTABLES DE
DIESEL
17
OFERTA – DEMANDA PROYECTADAS DE DIESEL
EL PAÍS PRODUCE 500 MIL BPD DE CRUDO Y TIENE UNA CAPACIDAD INSTALADADE REFINACIÓN DE 175 MIL BPD. LA DIFERENCIA SE EXPORTA
-
100
200
300
400
500
600
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
PRODUCCION Y REFINACION DE CRUDO(MILES DE BARRILES /DIA)
REFINERIAS
PPR
EMPRESAS
TOTAL
LA PRODUCCION DE CRUDO PESADO HA AUMENTADO Y LA DE CRUDO MEDIANO HA
DISMINUIDO
18
LA PRODUCCIÓN DE CRUDO DEL PAÍS DESCENDERÁ, AÚN CON EL ITT
-
50
100
150
200
250
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
PRODUCCIÓN PROYECTADA DE PETRÓLEO CRUDO(MILLONES DE BARRILES POR AÑO)
PETROPRODUCCION BLOQUE 15 CÍAS. PRIVADAS
PPR AUMENTARÁ LA PRODUCCIÓN PERO DE CRUDO PESADO CON LA
EXPLOTACIÓN DE CAMPOS ITT, OGLAN Y PUNGARAYACU. DESPUES TAMBIÉN
DECAERÁ
19
CON LA RDP, EL ECUADOR DEJARÁ DE EXPORTAR CRUDO, Y NECESITARÁ IMPORTARLO PARA CUBRIR LA CAPACIDAD INSTALADA DE REFINACIÓN
(100)
(50)
-
50
100
150
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
EXPORTACIONES (IMPORTACIONES) DE PETRÓLEO CRUDO(MILLONES DE BARRILES POR AÑO)
PDVSA SUMINISTRARÁ EL DÉFICIT DE CRUDO DE CARGA PARA LA RDP
20
ESTUDIO DE VISUALIZACIÓN
DEFINICIÓN: ESTUDIO TÉCNICO Y ECONÓMICO QUE EVALÚA LA FACTIBILIDAD DEDIFERENTES ALTERNATIVAS DE INVERSIÓN, DEVELANDO ESTRATEGIAS YCONFIGURACIONES DE PROCESOS CON EL FIN DE MAXIMIZAR LA RENTABILIDAD,ESTABLECIENDO LAS OPORTUNIDADES DE NEGOCIOS Y RIESGOS QUE ENMARCANAL PROYECTO.
PREMISAS PARA DESARROLLO DEL
ESTUDIO DE VISUALIZACIÓN
SI SE EXPLOTA EL CAMPO ITT, PARTICIPARÁ EN DIETA DE RDP INICIALMENTE CON 35 KBD
PDVSA PROVEERÁ EL DÉFICIT DE CARGA A LA RDP CON CRUDOS QUE COMPLETEN LA DIETATANTO EN CALIDAD COMO EN CANTIDAD.
CONSTRUCCIÓN DE TRES DUCTOS (OLEODUCTO BALAO-RDP, ACUEDUCTO DESDE POZAHONDA Y POLIDUCTO HASTA QUEVEDO).
LA REFINERÍA CONTARÁ CON UNIDADES DE ALTA CONVERSIÓN.
LA PRODUCCIÓN DE DERIVADOS SE DESTINARÁ AL MERCADO NACIONAL. LOS EXCEDENTESSE EXPORTARÁN.
NO SE CONSIDERA UNA FUENTE DE GAS NATURAL PARA LOS PROCESOS DE RDP.
LA CALIDAD DE LOS PRODUCTOS DE RDP SERÁ BAJO NORMAS INTERNACIONALES Y DE LOSMERCADOS-OBJETIVO
NO SE CONSIDERA LA ADICIÓN DE SUSTANCIAS OXIGENADAS EN LAS GASOLINAS.
PARÁMETROS PARA LA SELECCIÓN DE
CONFIGURACIONES
• PROCESOS QUE MAXIMICEN LA PRODUCCIÓN DE DIESEL Y GASOLINA DEALTA CALIDAD.
• PROCESOS DE ALTA CONVERSIÓN (NO PRODUCCIÓN DE FUEL OIL).
• PRODUCCIÓN DE BASES PARA PETROQUÍMICA (POLIPROPILENO, BTX).
• PRODUCCIÓN DE FERTILIZANTES (UREA).
• PRODUCCIÓN DE BASES PARA LUBRICANTES.
• APORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA AL SISTEMA INTERCONECTADO
NACIONAL.
• MAYOR MARGEN DE REFINACIÓN Y TASA INTERNA DE RETORNO.
• UTILIZACIÓN DE TECNOLOGÍA DE ALTA FIABILIDAD PROBADACOMERCIALMENTE
CASO 1
• COQUIZACIÓNRETARDADA (DC)
• HIDROCRAQUEOMEDIO (MHC)
• CRAQUEOCATALÍTICOFLUIDIZADO (FCC)
CASO 2
• CRAQUEO DERESIDUO (RDS)
• DESASFALTADORA(SDA)
• HIDROCRAQUEOMEDIO (MHC)
• FCC
CASO 3
• CRAQUEO DERESIDUO (RDS)
• COQUIZACIÓNRETARDADA (DC)
• HIDROCRAQUEOMEDIO (MHC)
• FCC
CASO 4
• DESASFALTADORA(SDA)
• COQUIZACIÓNRETARDADA (DC)
• HIDROCRAQUEOMEDIO (MHC)
• FCC
CASO 5
• COQUIZACIÓNRETARDADA (DC)
• HIDROCRAQUEO100% DESTILACIÓNSELECTIVA
CONFIGURACIONES BÁSICASDE PROCESAMIENTO
CASO 6
• COQUIZACIÓNRETARDADA (DC)
• HIDROTRATAMIENTO DE GAS OIL(VGO HDT)
• HIDROCRAQUEO70%
• FCC
CASO 7
• SIMILAR AL CASO 6
• MAS PLANTA DE BASES DE LUBRICANTES A PARTIR DE LOS FONDOS DE HYDROTREATING
CASO 8
• SIMILAR AL CASO 6
• MAS PLANTA DE BASES PARA LUBRICANTES A PARTIR DE LOS FONDOS DE HYDROTREATING
CASO 9
• SIMILAR AL CASO 6
• MAS PLANTA DE OLEFINAS A PARTIR DE CORRIENTES DE NAFTA
CASO 10
• SIMILAR AL CASO 6
• MASREFORMADORACATALÍTICA
26
• REFINERÍA USA COMBUSTIBLES LÍQUIDOS ENCALDEROS Y GAS DE PLANTA EN TURBINAS.
SERIE 1 (1-10)
COGEN
• CALDEROS CON LECHOS FLUIDIZADOS QUE USANCOQUE COMO COMBUSTIBLE.
SERIE 2 (11-20)
CFBB
• PROCESO DE GASIFICACIÓN DEL COQUE PARAOBTENCIÓN DE ELECTRICIDAD, VAPOR E HIDRÓGENO.
SERIE 3 (21-30)
IGCC
• SIMILAR A LA SERIE 3 MÁR GENERACIÓN DE 200 MW DE ELECTRICIDAD PARA EL S.N.I.
SERIE 4 (31-40)
IGCC 2OOMW
GENERACIÓN DE ENERGÍA
LAS 10 CONFIGURACIONES BÁSICAS SE ANALIZARON CON 4 TIPOS DE
TECNOLOGIA PARA OBTENCIÓN DE ENERGÍA (ELECTRICIDAD, VAPOR,
ETC), OBTENIENDO EN TOTAL 40 CASOS ANALIZADOS.
27
ANÁLISIS ECONÓMICO DE LOS 40 CASOS
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
DCU, MHC,
FCC
RDS, SDA,
MHC, FCC
RDS, DCU,
MHC,FCC
SDA, DCU,
MHC, FCCDCU, HCR
DCU, HCR
70, VGO,
HT, FCC
DCU, VGO
HT, FCC
Case 6 +
Lubes [HCR
70% conv]
Case 6 +
Olefins
DCU, MHC,
FCC +
Aromatics
13,2 15,2 15,5 14 13,4 13,6 12,7 14,1 15,2 14,3
5,2 8,7 7,5 6,7 2,4 3,3 1,8 3,4 2,9 4,1
-3,28 0,98 -0,68 -1,65 -6,19 -5,42 -6,46 -5,45 -6,47 -4,77
13,6 15,5 16,1 14,4 13,8 14 12,8 14,5 15,6 14,9
5,6 8,5 7,7 7,2 2,9 3,5 3,1 3,6 3,2 4,5
-2,8 0,8 -0,5 -1,1 -5,9 -5,3 -5,2 -5,4 -6,3 -4,5
14,6 16,8 16,8 15,7 16,1 16,1 14,6 16,6 17,8 16,6
5,8 8,3 7,8 7,1 4,3 4,3 3,1 4,4 4 5,2
-2,9 0,4 -0,3 -1,2 -5,2 -5,1 -6 -5,1 -6,1 -4,1
15,2 18,8 16,8 16,3 16,2 16,7 15,2 17,1 18,3 17,2
6,3 7,2 8,2 7,5 4,6 4,9 3,8 5 4,5 5,7
-2,4 -1,4 0,3 -0,8 -4,8 -4,5 -5,5 -4,5 -5,5 -3,5
IGCC
w/Export
Power
Invesment, $Billion
IRR, %
NPV @ 8%
CFBB
Invesment, $Billion
IRR, %
NPV @ 8%
IGCC
Invesment, $Billion
IRR, %
NPV @ 8%
Economic Basis: 2011 Centroid of Investment
Case Number
COGEN
Invesment, $Billion
IRR, %
NPV @ 8%
ESTUDIO DE VISUALIZACIÓN DE RDP
CASOS RECOMENDADOS PARA ANÁLISISCON EL SIMULADOR PETRO SIM
• DELAYED COKER, MILD HYDROCRACKER, FCC• FLEXIBILIDAD PARA PRODUCIR GASOLINA O DIESEL. CONSUME MENOS
HIDRÓGENO QUE OTROS CASOS. BAJO AZUFRE NO CONVERTIDOPODRÍA SUPRIMIR NECESIDAD DE TRATAR CORRIENTES DE NAFTAS DEFCC.
CASO 21
• RESID HYDROCRACKING CON DELAYED COKING• MAYOR RENDIMIENTO DE LÍQUIDOS. LARGOS PERIODOS ENTRE
TURNAROUNDS. MENOR PRODUCCION DE COKE Y MENOS EQUIPOSPARA MANEJAR SOLIDOS. MENOR CONTENIDO DE AZUFRE Y METALESEN COKE. TODO EL COKE PRODUCIDO SE USA PARA GENERACIÓNELÉCTRICA Y DE HIDRÓGENO.
CASO 23
• DC, 70% HYC, GOHT, FCC• PERMITE IMPLANTAR PROCESOS PARA OBTENCIÓN DE BASES
LUBRICANTES. ALTO RENDIMIENTO DE DESTILADOS. FLEXIBILIDADPARA PRODUCIR GASOLINA O DIESEL.
CASO 26
29
30
JET
6.0
DIESEL
166.2
GASOLINA
DOMÉSTICA
18.0
GASOLINA
PARA
EXPORTACIÓ
N
68.0
LPG,
8.2 KBPD
SEPARADO
R DE
NAFTAS,
NSREFORMADO
CATALÍTICO,
CCR
UNIDAD FRACCIONADORA
DE XILENO, XFUSEPARADOR
REFORMADO
RS
16.6 XILEN
O
7.3
UNIDAD EXTRATORA DE
AROMÁTICOS, AEU BENCENO
2.6
37.7
41.4
PLANTA SATURADORA
DE GAS, SGP6.2CASO 1 (21)
HIDROTRATAMIENTO
DE NAFTA,
KEROSENO
NKHT
HIDROTRATAMIENTO
DE DIESEL, DHT
92.9
48.2
FCC
UNIDAD DE
PROPILENO, PP100 KTPA
ALQUILACIÓN &
IZOMERIZADORA DE BUTANO,
ALKY
HIDROTRATAMIENTO
DE NAFTA, NHT
HIDROCRAQUEO
MEDIO, MHC 50%
COQUIZACIÓN
RETARDADA,
DCU
83.3
72.7
13.9
V
A
C
Í
O
163
VDU
C
R
U
D
O
300
CDU
59.4
4593 TDP
117.4
13.0
NAFTA, DC
39.2
CFBB
POWER
297 MW
VAPOR
4583 TPD
PLANTA DE
HIDRÓG,H2
P
66 MM.F3PD H2
OFF GAS
1584 TPD
VAPOR
UNIDAD
RECUPERADORA
DE AZUFRE, SRU632 TPD
GASIFICADOR
VAPOR
POWER
77.5 MM.F3PD H2
1384 TPD
31
JET
6.0
DIESEL
172.1
GASOLINA
DOMÉSTICA
18.0
GASOLINA
PARA
EXPORTACIÓ
N
79.5
LPG,
7.4 KBPD
SEPARADO
R DE
NAFTAS,
NSREFORMADO
CATALÍTICO,
CCR
UNIDAD FRACCIONADORA
DE XILENO, XFUSEPARADOR
REFORMADO
RS
17.3 XILEN
O
6.5
UNIDAD EXTRATORA DE
AROMÁTICOS, AEU BENCENO
3.5
38.0
45.7
PLANTA SATURADORA
DE GAS, SGP6.4CASO 2 (23)
HIDROTRATAMIENTO
DE NAFTA,
KEROSENO
NKHT
HIDROTRATAMIENTO
DE DIESEL, DHT
96.8
54.2
FCC
UNIDAD DE
PROPILENO, PP100 KTPA
ALQUILACIÓN &
IZOMERIZADORA DE BUTANO,
ALKY
HIDROTRATAMIENTO
DE NAFTA, NHT
HIDROCRAQUEO
MEDIO, MHC 50%
COQUIZACIÓN
RETARDADA,
DCU
CRAQUEO DE
RESIDUO, RC
CFBB
82.5
75.9
13.8
V
A
C
Í
O
163
VDU
C
R
U
D
O
300
CDU
67.0
2407 TDP
37.9
131.1
6.1
NAFTA, DC
44.7
POWER
63 MW
VAPOR
2132 TPD
PLANTA DE
HIDRÓG,H2
P
259 MM.F3PD H2
LPG
OFF GAS
6225 TPD
VAPOR
UNIDAD
RECUPERADORA
DE AZUFRE, SRU812 TPD
ESTUDIOS DE FACTIBILIDAD AMBIENTAL Y MICROLOCALIZACIÓN
33
MEDIO FÍSICO
MEDIO BIÓTICO
MEDIO SOCIO-
ECONÓMICO
ÁREAS ANALIZADAS POR EL INOCAR
1. JARAMIJÓ
2. CBO. SAN MATEO – CBO. SAN LORENZO SECTOR “EL AROMO”
3. PTO. LOPEZ
4. MONTEVERDE
1
2
3
4
JUSTIFICATIVOS PARA LA UBICACIÓN
EN LA PROVINCIA DE MANABÍ:Su ubicación geográfica privilegiada con su condición de aguas profundas
del mar que la rodea, le confieren ventajas competitivas y proyeccióngeopolítica para el desarrollo comercial en la cuenca Asia-Pacífico y en lascostas sudamericanas.Se requiere crear un nuevo polo de desarrollo industrialEl Gobierno Nacional adquirió el compromiso de instalar el complejo de
refinación y petroquímica en Manabí
EN EL AROMO:No se puede instalar en Jaramijó como inicialmente se planteó, por
seguridad nacional, por estar cerca de zonas pobladas y a una fallageológicaEn las áreas circundantes hay una baja densidad poblacionalSe encuentra cerca al marExiste una meseta con una altitud promedio de 150 m que brinda
condiciones favorables para la dispersión de emisiones gaseosas35
ESTUDIO DE LÍNEA BASE
AMBIENTAL
UBICACIÓN:
SECTOR REFERENCIAL
“EL AROMO” –
PROVINCIA DE MANABÍ
ENTE EJECUTOR:
REFINERÍA DEL
PACÍFICO EMPRESA DE
ECONOMÍA MIXTA,
TIEMPO DE
EJECUCIÓN:
2008 – 2013 (5AÑOS)
EXTENSIÓN DEL ÁREA
DE ESTUDIO DE LA
LÍNEA BASE
AMBIENTAL:
54.000 Ha + ÁREA
MARINA HASTA LOS
100 M DE VERIL.
ZONAS CON
POTENCIAL PARA LA
IMPLANTACIÓN DE
RDP:
ZONA A Y ZONA B
ESTUDIOS PARA LA DETERMINACIÓN DE LA FACTIBILIDAD AMBIENTAL
PIN - RDP
ESTUDIO GEOLÓGICO
ESTUDIO DE BIODIVERSIDAD
OCEANOGRAGÍA Y CLIMATOLOGÍA
ESTUDIO DE ACUEDUCTOS Y
POLIDUCTOS
ESTUDIO SOCIO ECONÓMICO
5000 Has
500 Has
IMPLANTACIÓN DE RDP
CON LOS PRELIMINARES DE LA LINEA BASE AMBIENTAL SE PROCEDERÁ A LAMICROLOCALIZACIÓN DEL PROYECTO, DECLARANDO DE UTILIDAD PÚBLICA LOS TERRENOSTITULARIZADOS A TRAVÉS DEL INDA Y PARA LA COMPRA DE LOS TERRENOS PARA RDP.
DESARROLLO DEL PROYECTO
Refinería del Pacífico Empresa de Economía Mixta - RDP CEM
OperacionesOperaciones
IngenieríaIngeniería yy
ProyectosConstrucción
ContratistaContratista
Unidad NegociosUnidad Negocios // DueñoDueño
VISIONVISION CONCEPTUALIZACIONCONCEPTUALIZACION DEFINICIONDEFINICION CONTRATACIONY EJECUCION
CONTRATACIONY EJECUCION
DEFINICION Y DESARROLLO (F.E.L.) IMPLANTACION OPERACION
OPERACION YEVALUACION CONTINUA
OPERACION YEVALUACION CONTINUA
201320102008
ESTUDIO DE VISUALIZACIÓN DE RDP
POR QUÉ LOS MONTOS DE INVERSIÓN SE ALEJARON DEL REFERENCIAL DEL 2006
• EL AUMENTO DESDEDICIEMBRE DEL 2007A MAYO DEL 2008DEL ACERO ALCARBONO FUE DELORDEN DEL 70 %
70 %
ESTUDIO DE VISUALIZACIÓN DE RDP
•EL MERCADO GENERAL DE MATERIAS PRIMAS AUMENTÓ EN 54%EN COMPARACIÓN AL AÑO 2000
Previous Mindset
Structural Shift
Future
Prices are projected to moderate above the historical LT averagesSource: XStrata
Previous Mindset
Structural Shift
Future
Prices are projected to moderate above the historical LT averagesSource: XStrata
Previous Mindset
Structural Shift
Future
Prices are projected to moderate above the historical LT averages
Previous Mindset
Structural Shift
Future
Prices are projected to moderate above the historical LT averagesSource: XStrata