Cordillera Sur Energía (“CSE”) - Experiencia Relevante
Los ejecutivos de CSE aportan una amplia experiencia práctica en energía basada en hidrocarburos, licuefacción, regasificación y energía renovable, habiendo desempeñado roles clave en importantes proyectos de infraestructura energética. Algunos de sus logros se detallan a continuación con descripciones de proyectos de desarrollo y financiamiento seleccionados disponibles.
Licuefacción de gas natural y regasificación de GNL
Licuefacción de gas natural y regasificación de GNL
GNL México Pacífico: El Proyecto MPL se identificó y desarrolló para aprovechar su ubicación con respecto a la Cuenca Pérmica de EE. UU. y su proximidad a los mercados asiáticos de GNL. Como resultado, MPL ofrece una ventaja de transporte a los mercados asiáticos de GNL frente a sus competidores de la Costa del Golfo de EE. UU. La fase inicial de MPL consiste en un proyecto de licuefacción de 15 MTPA que se desarrolla en Puerto Libertad, Sonora, México, ubicado en un área de 300 acres de propiedad de la Compañía.
El proyecto utilizará 2.8 mil millones de pies cúbicos diarios de gas natural producidos en yacimientos de gas no convencional de la Cuenca Pérmica de Estados Unidos, que se transportarán a Puerto Libertad a través de 800 kilómetros de gasoducto de 122 cm (48 pulgadas). Los miembros del equipo de CSE también participaron en la negociación del primer contrato del Proyecto MPL, una empresa estatal china, asegurando un acuerdo de suministro de GNL de 2,0 MM TPA. El Proyecto completó los permisos de exportación del Departamento de Energía de EE. UU., tanto dentro como fuera del TLC, el Permiso Presidencial del Gobierno de EE. UU. necesario para cruzar la frontera estadounidense hacia México, así como los permisos ambientales, técnicos y de exportación necesarios para la construcción, operación y exportación de GNL. MPL, al inicio de su construcción, representará la mayor inversión extranjera en México.
El proyecto utilizará 2.8 mil millones de pies cúbicos diarios de gas natural producidos en yacimientos de gas no convencional de la Cuenca Pérmica de Estados Unidos, que se transportarán a Puerto Libertad a través de 800 kilómetros de gasoducto de 122 cm (48 pulgadas). Los miembros del equipo de CSE también participaron en la negociación del primer contrato del Proyecto MPL, una empresa estatal china, asegurando un acuerdo de suministro de GNL de 2,0 MM TPA. El Proyecto completó los permisos de exportación del Departamento de Energía de EE. UU., tanto dentro como fuera del TLC, el Permiso Presidencial del Gobierno de EE. UU. necesario para cruzar la frontera estadounidense hacia México, así como los permisos ambientales, técnicos y de exportación necesarios para la construcción, operación y exportación de GNL. MPL, al inicio de su construcción, representará la mayor inversión extranjera en México.
Infraestructura NGL de Dabhol : El desarrollo del proyecto de turbina de gas de ciclo combinado de 2184 MW requirió la construcción de un nuevo puerto y un importante rompeolas para recibir buques cisterna de GNL y nafta , dos tanques de almacenamiento para nafta y GNL, una instalación de regasificación y un ducto para facilitar el suministro de combustibles. El proyecto también incluyó acuerdos de compra y venta de GNL con proveedores de Medio Oriente por aproximadamente 2 MTPA de gas y una empresa conjunta con Mitsui OSK para la compra de buques tanque de GNL y el transporte de los volúmenes de GNL a la terminal de regasificación del puerto del proyecto.
Regasificación de Acajutla : Este proyecto de regasificación de 1,5 MTPA se desarrolló y financió con el fin de suministrar gas natural a plantas de generación de energía de ciclo combinado (CCGT) y a una empresa local de distribución de gas natural en El Salvador. El GNL se adquirió a una importante petrolera internacional mediante un contrato de compraventa a 10 años. Las obras iniciales del proyecto comenzaron en enero de 2019, y la construcción del módulo de regasificación de la FSRU comenzó en abril de 2020. La puesta en servicio completa de la FSRU, prevista inicialmente para 2021, se completó en 2022. Una vez finalizada, se convertiría en la primera unidad flotante de almacenamiento y regasificación de Centroamérica. El proyecto de regasificación de Acajutla representa la mayor inversión extranjera en El Salvador.
Caribbean Regas : Este desarrollo de proyecto de 0,5 MTPA incluyó la negociación en 2023 de un contrato de ingeniería, adquisición y construcción y un acuerdo de compraventa de GNL de 0,5 MTPA con una importante empresa petrolera internacional.
Contratos de compraventa de GNL:
Los directores de Cordillera Sur Energía han negociado acuerdos de compra y venta de GNL por 5,4 MTPA.
Regasificación de Acajutla : Este proyecto de regasificación de 1,5 MTPA se desarrolló y financió con el fin de suministrar gas natural a plantas de generación de energía de ciclo combinado (CCGT) y a una empresa local de distribución de gas natural en El Salvador. El GNL se adquirió a una importante petrolera internacional mediante un contrato de compraventa a 10 años. Las obras iniciales del proyecto comenzaron en enero de 2019, y la construcción del módulo de regasificación de la FSRU comenzó en abril de 2020. La puesta en servicio completa de la FSRU, prevista inicialmente para 2021, se completó en 2022. Una vez finalizada, se convertiría en la primera unidad flotante de almacenamiento y regasificación de Centroamérica. El proyecto de regasificación de Acajutla representa la mayor inversión extranjera en El Salvador.
Caribbean Regas : Este desarrollo de proyecto de 0,5 MTPA incluyó la negociación en 2023 de un contrato de ingeniería, adquisición y construcción y un acuerdo de compraventa de GNL de 0,5 MTPA con una importante empresa petrolera internacional.
Contratos de compraventa de GNL:
Los directores de Cordillera Sur Energía han negociado acuerdos de compra y venta de GNL por 5,4 MTPA.
Experiencia regional Argentina/Chile
Upstream : El equipo ejecutivo de CSE posee una amplia experiencia en la industria argentina de hidrocarburos, respaldada por un profundo conocimiento de las operaciones locales, la dinámica del mercado y el panorama regulatorio. El Vicepresidente de Desarrollo de Negocios de la compañía ha ocupado puestos estratégicos clave, incluido el de Gerente de Planificación Estratégica y Desarrollo de Nuevos Negocios en YPF. Lideró con éxito la valoración de numerosas oportunidades de negocio, cubriendo nuevas adquisiciones de activos, desinversiones y emprendimientos Farm-in/Farm-out dentro del sector de petróleo y gas de Argentina y Chile y ha contribuido al desarrollo de importantes campos en cuencas clave, incluyendo Golfo San Jorge, Austral - Magallanes y Neuquina.
La experiencia se extiende tanto a recursos convencionales como no convencionales, con un enfoque particular en los activos de petróleo y gas de esquisto de Vaca Muerta.
La experiencia se extiende tanto a recursos convencionales como no convencionales, con un enfoque particular en los activos de petróleo y gas de esquisto de Vaca Muerta.
Energía/CCGT
Proyecto Energético Dabhol : La central eléctrica de ciclo combinado Dabhol , con una inversión de US$3.000 millones, cuenta con 2.184 MW . La planta consta de tres bloques,cada bloque está diseñado con un módulo de ciclo combinado multieje y consta de dos turbinas de gas y una turbina de vapor, suministradas por GE. Dabhol utiliza gas natural licuado regasificado (GNL-R) como combustible principal, el cual se transporta a través del gasoducto Dahej-Panvel-Dabhol . La producción eléctrica de la planta se transmite a través de dos líneas de doble circuito de 400 kV: Koyna 1 y 2 y Nagothane 1 y 2. La planta fue diseñada para funcionar tanto con gas natural como con nafta . En el momento de su construcción , representó la mayor inversión extranjera en la historia de la India y llegó a emplear a 15 000 personas en su punto máximo.
Proyecto Teesside 1875 MW CCGT: La central eléctrica se construyó en un sitio de 23 acres (93.000 m² ) en el complejo químico Wilton, cerca de Middlesbrough, en el noreste de Inglaterra. La construcción de la central comenzó en diciembre de 1990 y tardó veintinueve meses en completarse. El desarrollo comenzó a finales de la década de 1990 con la adquisición de las propiedades iniciales en un esfuerzo por construir una cartera de sitios de desarrollo. También incluyó el desarrollo de un nuevo campo de gas offshore por Amoco, el campo Maggy-Drake, y un acuerdo de suministro de gas por 400 MMSCF/d durante 20 años. El contrato de gas natural para Teesside incluía cláusulas de ajuste que variaban según el consumo de combustible de las empresas de servicios públicos en la generación de energía.. La venta de la energía se contrató con tres empresas de servicios públicos del Reino Unido bajo acuerdos de compra de energía con una duración de 20 años . El proyecto utilizó 8 turbinas de gas Mitsubishi y 2 turbinas de vapor Hitachi. El proyecto costó 1.200 millones de dólares y empleó una mano de obra principalmente local de 3.000 personas para su construcción. Teeside comenzó a operar en 1993.
Gasoducto CATS ( Teeside ) : El Sistema de Transmisión Área Central es un sistema de transporte y procesamiento de gas natural desarrollado como parte del Proyecto Teesside, que transporta gas a través de un gasoducto submarino de 404 kilómetros (250 millas) y 36 pulgadas de diámetro desde el Mar del Norte Central hasta una terminal de recepción y procesamiento en Teesside, al noreste de Inglaterra. El sistema de gasoductos tiene actualmente una capacidad de 1700 millones de pies cúbicos estándar de gas natural al día. En la terminal CATS de Teesside, el gas se trata y se envía a los trenes de procesamiento de gas de CATS o a la Planta de Procesamiento de Gas de Teesside (TGPP), donde se extraen los líquidos del gas natural. La planta de procesamiento de gas de CATS en la terminal CATS consta de dos trenes de procesamiento de gas, cada uno con una capacidad de unos 17 millones de metros cúbicos estándar (600 millones de pies cúbicos estándar) al día. CATS suministra gas directamente al Sistema Nacional de Transmisión, y los productos líquidos se exportan por gasoductos a instalaciones cercanas para su posterior procesamiento o almacenamiento.
Combustibles
Combustibles Avanzados XTS: XTS utiliza tecnología probada para satisfacer la creciente demanda de combustibles limpios para el transporte mediante el desarrollo de infraestructura para producir 30 millones de galones anuales de Combustible de Aviación Sostenible (SAF) y Diésel Renovable (RD) mediante la tecnología Alcohol To Jet (ATJ). La tecnología ATJ puede convertir diversas fuentes de etanol en SAF, adaptándose a las necesidades y requisitos específicos de los clientes. El proyecto se ubicará en un área en Mobile Bay, que tiene un puerto de aguas profundas y una infraestructura ferroviaria y energética bien desarrollada.
Energía eólica
Sweetwater Wind Power: Este proyecto combinado de energía eólica y transmisión, el primero de su tipo, estableció una posición estratégica en un importante centro de transmisión e invirtió en infraestructura de interconexión eléctrica como parte de su fase inicial. Posteriormente, se expandió con nuevos proyectos eólicos adyacentes a una red troncal de transmisión de 345 kV en el centro de Texas, EE. UU..
La adquisición inicial de terreno abarcó 50,000 acres, con una expansión final que superó los 120,000 acres para su desarrollo completo. La interconexión original de 400 MW se amplió a 700 MW, implementándose un plan de desarrollo progresivo que incluyó la instalación de más de 20 anemómetros y la construcción de 58 kilómetros de líneas de transmisión internas de 230 kV. Para cuando su fase final entró en operación comercial en 2007, el Proyecto Sweetwater era el mayor proyecto eólico del mundo, con 585 MW. El Proyecto requirió una inversión de capital de 1.000 millones de dólares estadounidenses, más de 1.800 millones de dólares en Contratos de Compra de Energía (CPC) y más de 400 millones de dólares en créditos fiscales a la producción (CTP).
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