DIRECCIÓN DE PLANIFICACIÓN...Estudio Factibilidad para el Proyecto Terminal Pacífico Etapa I iii...

DIRECCIÓN DE PLANIFICACIÓN

ETAPA: FACTIBILIDAD – VERSIÓN 1

“ESTUDIO DE FACTIBILIDAD PARA EL

PROYECTO TERMINAL PACÍFICO”

Febrero – 2020

Estudio Factibilidad para el Proyecto

Terminal Pacífico Etapa I

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Preámbulo

El decreto ejecutivo N° 42115 MINAE publicado en La Gaceta el 22 de enero de 2020

modificó el Reglamento a la Ley N° 6588, para que en su Artículo 1 indique en lo que

interesa:

“Artículo 1°---…con el fin de cumplir los objetivos fundamentales de la empresa, RECOPE mantendrá, una política de inventarios por producto, definiendo los

volúmenes que le permitan efectuar sus operaciones, garantizar la continuidad del servicio público y el abastecimiento estratégico del país” (El subrayado no es del

original).

Complementariamente, la Junta Directiva de RECOPE mediante Acuerdo JD-0052-

2020 del pasado 26 de febrero definió el concepto de seguridad energética como uno

de los criterios para la priorización de proyectos de inversión:

“Seguridad Energética: Se entiende como la disponibilidad de combustibles

derivados del petróleo y energías alternativas, mediante su importación, almacenamiento e industrialización sostenible (ambiental, social y

económicamente).”

En ese contexto, el proyecto Terminal Pacífico es una forma de procurar el suministro

estratégico del país ante eventos naturales que inhabiliten la Terminal Moín por varios

días y garantizar de esa forma la seguridad energética.

En esa línea, se trabaja actualmente con las dependencias operativas en un borrador

de la política de inventarios y en una herramienta, mediante la cual, se podrá proponer

escenarios a la Presidencia de RECOPE y su Junta Directiva, de manera que

puedan definir y proponer al MINAE el nivel de inventario estratégico que debe tener el

país.

Estos escenarios de Planes de Expansión de Almacenamiento con su respectivo

indicador IPCL (Impacto Incremental Promedio al Consumidor de Largo Plazo),

se espera estén concluidos en mayo próximo.

Otro insumo pendiente es una actualización de estudio sobre el costo de

desabastecimiento (también disponible en Mayo 2020), según solicitud y acuerdo



ii

previo con el Departamento de Estudios Económicos y Financieros mediante oficio

DPL- 019-2020.

Una vez que a solicitud de RECOPE, el MINAE apruebe los días de inventario

estratégico que requiere el país, según el apetito o la aversión al riesgo de los

tomadores de decisión, se procederá, junto con otros insumos en proceso de

actualización (estudios oceanográficos, estudio de mercado del GLP) a liberar, al

término del I Semestre de 2020, la Versión 2 del Estudio de Factibilidad del Proyecto

Terminal Pacífico.

Este estudio (Versión 2) contendrá un análisis costo eficiente mediante el cual se

comparará dos opciones a) Construir los tanques necesarios y dotarlos

del almacenamiento de producto requerido para cumplir con el mandato de los días de

inventario estratégico, b) Dotar al país de un atracadero en el pacífico y de una

capacidad de almacenamiento reducido para importar y rotar inventarios estratégicos

en caso necesario, esto es, el proyecto Terminal Pacífico.

El presente estudio de factibilidad Versión 1 sienta las bases para los análisis

subsecuentes.



iii

Índice de Contenidos

1. FICHA TÉCNICA _____________________________________________________________ 1

1.1 Nombre del proyecto: Terminal Pacífico ____________________________________ 1

1.2 Descripción del proyecto __________________________________________________ 1

1.3 Objetivos del proyecto ____________________________________________________ 2

Objetivo general: _________________________________________________________________________ 2

Objetivos específicos: ____________________________________________________________________ 2

1.4 Ubicación geográfica ______________________________________________________ 2

1.5 Usuarios del proyecto _____________________________________________________ 3

1.6 Dependencias empresariales a cargo del proyecto __________________________ 3

1.7 Beneficios del proyecto ___________________________________________________ 3

1.8 Costos estimados _________________________________________________________ 4

1.9 Fuentes de financiamiento _________________________________________________ 4

1.10 Fecha estimada para el inicio y término de la ejecución constructiva del

proyecto ________________________________________________________________________ 4

2. IDENTIFICACIÓN DEL PROYECTO _______________________________________________ 5

2.1 Antecedentes _____________________________________________________________ 5

Muelle petrolero _________________________________________________________________________ 5

Operaciones alternativas al proceso normal de descarga _____________________________________ 7

Eventos naturales ________________________________________________________________________ 9

Eventos sociales ________________________________________________________________________ 11

Almacenamiento de GLP ________________________________________________________________ 13

Estudios anteriores ______________________________________________________________________ 14

2.2 Identificación del problema _______________________________________________ 16

2.3 Alternativas de proyecto__________________________________________________ 17

2.4 Objetivos del proyecto ___________________________________________________ 18



iv

Objetivo general: ________________________________________________________________________ 18

Objetivos específicos: ___________________________________________________________________ 18

2.5 Justificación del proyecto ________________________________________________ 18

2.6 Vinculación con planes y estrategias nacionales y empresariales ___________ 20

2.7 Metodología y delimitación del estudio ____________________________________________ 23

Justificación del estudio __________________________________________________________________ 24

Metodología del estudio _________________________________________________________________ 24

Limitaciones del estudio _________________________________________________________________ 25

3. ANÁLISIS DEL MERCADO ____________________________________________________ 27

3.1 Demanda de productos ___________________________________________________ 27

3.1.1 Demanda agregada por uso de GLP en transporte _____________________________________ 33

3.2 Oferta ___________________________________________________________________ 37

3.2.1 Proveedores en el Pacífico __________________________________________________________ 38

3.2.2 Proveedores por el Atlántico ________________________________________________________ 40

Mercados de referencia para GLP ________________________________________________________ 41

Otros países con potencial suministro _____________________________________________________ 42

Proveedores regionales __________________________________________________________________ 42

Terminales exportadoras de GLP en EE.UU _______________________________________________ 43

Terminales exportadores en T&T _________________________________________________________ 44

África Occidental ________________________________________________________________________ 44

3.3 Distribución de combustible ______________________________________________ 44

3.4 Precios internacionales __________________________________________________ 47

3.4.1 Precios históricos ________________________________________________________________ 47

3.4.2 Proyección de precios ____________________________________________________________ 48

3.4.2 Paso por el canal de Panamá y extramillaje marítimo ________________________________ 50

4. ESTUDIO TÉCNICO__________________________________________________________ 53

4.1 Tamaño del proyecto _____________________________________________________ 54

4.1.2 Almacenamiento GLP ____________________________________________________________ 54

4.1.3 Almacenamiento producto limpio disponible y proyectado para la terminal Barranca _______ 63



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4.2 Localización _____________________________________________________________ 63

4.3 Alternativas tecnológicas para la descarga, almacenaje y distribución de

productos en la Terminal Pacífico _______________________________________________ 65

4.3.1 Descarga de productos ___________________________________________________________ 65

4.3.2 Tecnologías para el almacenamiento de productos __________________________________ 69

5. ANÁLISIS FINANCIERO ______________________________________________________ 72

6. Análisis de amenaza de desastre natural y el impacto económico en el Producto Interno

Bruto Nacional (PIB) de un posible desabastecimiento de combustibles ________________ 93

7. Conclusiones y recomendaciones ____________________________________________ 106

8. Referencias y bibliografía __________________________________________________ 110

9. Anexos _________________________________________________________________ 112

Anexo I. Cuadros de demanda de productos limpios y GLP _______________________ 113

Anexo II. Precios proyectados para productos limpios _________________________ 117

Anexo III. Matriz de marco lógico _______________________________________________ 121

Árbol de problemas ____________________________________________________________________ 124

Árbol de objetivos ______________________________________________________________________ 125

Alternativas de solución _________________________________________________________________ 126

Estructura analítica del proyecto _________________________________________________________ 126

Anexo IV. Estudio de viabilidad legal del proyecto Terminal Pacífico ______________ 130

Anexo V. Tipos de buques petroleros ___________________________________________ 137

Anexo VI. Notas y correspondencia _____________________________________________ 138

Anexo VII. Distribución de planta proyectada para la terminal Barranca ___________ 139



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Índice de Cuadros y figuras

Cuadro N° 1. Porcentajes de ocupación del puesto 5-1, período 2009-2018 ........................................................... 6

Cuadro N° 2. Mayores demoras y su costo presentadas en el muelle 5-1 en el período 2017-2018 ........................ 7

Cuadro N° 3. Costos operacionales STS en bahía y en terminal, año 2018 .............................................................. 8

Cuadro N° 4. Costo comparativo del flete entre importaciones regulares e importación pequeñas de producto .... 9

Cuadro N° 5. Composición del consumo de GLP en el país, período 2011-2017 ..................................................... 32

Cuadro N° 6. Cantidad estimada de autos que usarán GLP en la región de Centroamérica y Latinoamérica (MM

autos) .................................................................................................................................................................. 34

Cuadro N° 7. Estimación porcentual del consumo de GLP en Costa Rica según tipo de vehículo ........................... 35

Cuadro N° 8. Lista de algunos proveedores de hidrocarburos a RECOPE .............................................................. 41

Cuadro N° 9. Proyección de precios internacionales para el GLP indexado al crudo Brent .................................... 50

Cuadro N° 10. Costo tarifario por cruzar el Canal de Panamá .............................................................................. 51

Cuadro N° 11. Valores diferenciales de fletamento marino entre Moín y Caldera ................................................ 52

Cuadro N° 12. Análisis de desempeño de la Terminal Moín incorporando cuatro (4) esferas adicionales al parque

existente de siete (7) esferas ............................................................................................................................... 57

Cuadro N° 13. Análisis de desempeño de la terminal Pacífico con cuatro (4) esferas de 25 mil barriles, tomando

en cuenta el efecto de la operación de las siete (7) esferas existente en Moín ..................................................... 59

Cuadro N° 14. Análisis del desempeño de la terminal Moín con las siete (7) esferas existentes, con el efecto de

disponer de cuatro (4) esferas de 25 mil barriles en Terminal Pacífico ................................................................. 60

Cuadro N° 15. Análisis del desempeño de la terminal Moín con las siete (7) esferas existentes con el efecto de

distribuir las ventas nacionales 50%-50% ............................................................................................................. 61

Cuadro N° 16. Desempeño de la Terminal Pacífico, con 4 esferas y una repartición de ventas 50%-50% .............. 62

Cuadro N° 17. Inversiones asociadas al desarrollo en Moín. Alternativa Nº1 (MM US$) ...................................... 75

Cuadro N° 18. Inversiones asociadas al desarrollo de GLP en Barranca. Alternativa N°2 (MM US$) ..................... 76

Cuadro N° 19. Flujo de caja del consumidor para la alternativa N°1, desarrollo en Terminal Moín. (MM US$

constantes 2018).................................................................................................................................................. 79

Cuadro N° 20. Flujo de caja del consumidor para la alternativa N°2, desarrollo en Terminal Pacífico. (MM US$

Constantes 2018) ................................................................................................................................................. 80

Cuadro N° 21. Flujo de caja incremental del consumidor. (MM US$) ................................................................... 81

Cuadro N° 22. Cuadro comparativo de los indicadores financieros para cada flujo de caja desde el punto de vista

del consumidor .................................................................................................................................................... 82

Cuadro N° 23. Variables de entrada para el análisis de sensibilidad .................................................................... 82



vii

Cuadro N° 24. Inversiones a realizar según Alternativa N°2 para productos limpios en Terminal Pacífico. (MM

US$) ..................................................................................................................................................................... 88

Cuadro N° 25. Flujo de caja desde el punto de vista del consumidor, para productos limpios en Terminal Pacífico.

(MM US$) ............................................................................................................................................................ 89

Cuadro N° 26. Matriz de combinación (a) entre zonas sísmicas y tipo de sitio ...................................................... 95

Cuadro N° 27. Matriz de combinación (a) entre zonas sísmicas y tipo de sitio ...................................................... 95

Cuadro N° 28. Cuadro N°28. Matriz para evaluar la amenaza sísmica (c) ............................................................. 96

Cuadro N° 29. Matriz de Amenaza Sísmica para la Terminal Moín ....................................................................... 98

Cuadro N° 30. Escala de valoración del Índice de Amenaza (Fuente: MIDEPLAN) ................................................. 99

Cuadro N° 31. Días de inventario de seguridad para varios productos ............................................................... 102

Cuadro N° 32. Días de Inventario de disponibles en Terminales excepto Moín ................................................... 103

Cuadro N° 33. Días de desabastecimiento permitido para varios productos ...................................................... 104

Cuadro A. 1. Demanda proyectada para la gasolina plus 91 (m3) ........................................................ 113

Cuadro A. 2. Demanda proyectada para gasolina Súper (m3) ............................................................... 114

Cuadro A. 3. Demanda proyectada para diesel 50 (m3) .......................................................................... 115

Cuadro A. 4. Demanda proyectada para GLP (m3) .................................................................................. 116

Cuadro A. 5. Pronóstico de precios de la gasolina súper ...................................................................... 117

Cuadro A. 6. Pronóstico de precios de la gasolina Plus 91 (m3) .......................................................... 118

Cuadro A. 7. Pronóstico de precios para diésel 50 ppm (m3) ................................................................ 119

Cuadro A. 8. Pronóstico de precios para Jet A-1 (m3) ............................................................................ 120

Cuadro A. 9. Análisis de involucrados ...................................................................................................... 121

Figura N°1. Demanda proyectada para gasolina superior (m3) ........................................................................... 28

Figura N°2. Gráfico de demanda proyectada para gasolina Plus 91 (m3) ............................................................ 29

Figura N°3. Gráfico de demanda proyectada para el diésel 50 (m3) .................................................................... 30

Figura N°5. Gráfico de demanda proyectada para el GLP (m3) ............................................................................ 31

Figura N°6. Participación porcentual de sectores consumidores de GLP .............................................................. 32

Figura N°7. Distribución porcentual del mercado de GLP en Costa Rica............................................................... 33

Figura N°8. Demanda agregada de GLP incentivada por políticas gubernamentales (1,8%) ............................... 36

Figura N°9. Demanda agregada de GLP incentivada por políticas gubernamentales (3,7%) ............................... 37

Figura N°9. Refinerías ubicadas en la costa este de Estados Unidos .................................................................... 39

Figura N°10. Importaciones totales de productos según país .............................................................................. 40

Figura N°11. Cadena de distribución de GLP en Costa Rica ( ................................................................................ 46



viii

Figura N°12. Distribución aproximada de distribuidores y detallistas de GLP ...................................................... 47

Figura N°13. Evolución de precios de importación para productos limpios y GLP ................................................ 48

Figura N°14. Proyecciones de precios internacionales para productos limpios .................................................... 49

Figura N°15. Localización del proyecto Terminal Pacífico ................................................................................... 64

Figura N°16. Distribución de planta proyectada para GLP en la Terminal Pacífico con su área de expansión futura

............................................................................................................................................................................ 65

Figura N°17. Sistema monoboya ......................................................................................................................... 67

Figura N°18. Sistema de multiboya ..................................................................................................................... 68

Figura N°19. Conjunto monoboya y PLEM para descarga de combustibles ............................................................. 69

Figura N°20. Resultado análisis de riesgo del Costo Presente (MM US$) ................................................................. 84

Figura N°21. Resultado análisis de riesgo del impacto promedio al consumidor (₡/l) ............................................ 85

Figura N°22. Sensibilización del Costo Presente incremental ................................................................................... 86

Figura N°23. Sensibilización del Costo Presente para Producto limpio .................................................................... 91

Figura N°22. Fallas cercanas a la terminal Moín (Fuente: Red Sismológica Nacional) ............................................ 97

Figura N°23. Costo Presente del impacto al PIB, debido al desabastecimiento de gasolinas, diésel y GLP .......... 105



1

1. FICHA TÉCNICA

1.1 Nombre del proyecto: Terminal Pacífico

1.2 Descripción del proyecto

El proyecto consiste en la implementación de un sistema para la importación de diésel

gasolinas y GLP en el pacífico que permita evitar un desabastecimiento de estos

productos, ante un evento natural que inutilice las instalaciones en la Terminal Moín,

por un número de días suficiente para agotar los inventarios disponibles en las

restantes terminales (El Alto, La Garita, Barranca).

De forma complementaria, para el caso del GLP, se pretende desconcentrar inventarios

(pues en la actualidad el 100% se ubica en Moín) y atender de forma regular al menos

el 30% de la demanda nacional mediante importaciones y venta por la Terminal

Pacífico. El otro 70% se seguirá atendiendo desde la Terminal Moín.

El conjunto se compone de un sistema para el atraque de barcos costa afuera tipo

monoboya, unido por aproximadamente 6 km de sendas tuberías marinas que se

conectan en tierra a un poliducto y un elepegeducto, que descarga a las facilidades de

almacenamiento y venta que estarían ubicadas en la Terminal Pacifico, anexo a la

Terminal Barranca.

Se incluye una estación de rebombeo a 1,1 km de la playa, que reimpulsa los

productos por aproximadamente 5 km desde la estación de rebombeo hasta la

Terminal Pacífico, que dispondría de tanques de almacenamiento (esferas) para GLP,

cargaderos para GLP, un tanque diésel de 7 950 m3 (50 000 barriles) y sistemas

auxiliares (cuarto de bombas, sistemas contra incendios, otros) y demás obras y

equipos necesarios para la importación, almacenamiento y venta de GLP en dicha

Terminal.

Los productos limpios se almacenarían y venderían en la Terminal Barranca, de la cual

se aprovecha al máximo su capacidad de almacenamiento, pues para el recibo de



2

importaciones se contará con tres tanques de diésel existentes de 7950 m3 (50 000

barriles) y con cuatro nuevos tanques de gasolina de esa misma capacidad que

sustituyen a otros que han llegado al umbral de su vida útil y compensan el aumento de

la demanda.

1.3 Objetivos del proyecto

Objetivo general:

Aumentar la seguridad energética del país, disminuyendo la vulnerabilidad de la

empresa ante amenazas de tipo natural que puedan comprometer el óptimo

funcionamiento del Sistema Nacional de Combustibles (SNC), cuyo propósito principal

es garantizar la seguridad energética de Costa Rica.

Objetivos específicos:

Poder realizar las importaciones de producto limpio y GLP, en momentos donde

se presente un evento que imposibilite la importación por el Caribe o su trasiego

hasta el Valle Central.

Poder desconcentrar los inventarios de GLP, fuera de la terminal de Moín y

atender ordinariamente al menos un 30% de la demanda.

1.4 Ubicación geográfica

La macrolocalización se establece en Costa Rica, provincia de Puntarenas, Cantón de

Puntarenas, distrito Barranca. La microlocalización comprende los terrenos anexos a la

actual Terminal Barranca, un terreno propio de RECOPE en Carrizal de Puntarenas, en

el que se ubicaría la estación de rebombeo y otro terreno ubicado en playa el Roble,

también propiedad de RECOPE, en donde se encontrará el sistema que permite la

interconexión de entre las líneas marinas y las terrestres.



3

1.5 Usuarios del proyecto

Se identifican los siguientes usuarios del proyecto:

Los compradores mayoristas de GLP.

Dependencias operativas de RECOPE.

Los compradores mayoristas de GLP, diésel y gasolinas en caso de interrupción

del suministro desde el Caribe.

1.6 Dependencias empresariales a cargo del proyecto

Los estudios de preinversión han sido realizados por la Dirección de Planificación. La

ejecución del proyecto estaría a cargo de un tercero, cuyo contrato sería fiscalizado por

una unidad exclusiva.

1.7 Beneficios del proyecto

Disponer de un puerto de importación en el caso de que una emergencia inhabilitara

los puestos de descarga, almacenamiento y trasiego de la Terminal Moín, afectando el

suministro de GLP, diésel y gasolinas. El proyecto permitiría desconcentrar los

inventarios de GLP de la empresa, ya que solo existe almacenamiento en Moín, lo que

provoca una concentración inconveniente de inventarios y que todos los compradores

nacionales se tengan que trasladar hasta Limón para adquirir el producto.

Se estima que las facilidades de GLP y producto limpio tendrán un impacto promedio al

consumidor en el largo plazo, derivado de un análisis probabilístico, de 3,0 ₡/l y 1.7 ₡ /l

respectivamente.

En caso de que la Terminal Moín quede fuera de operación por más de nueve días,

existe un 80% de probabilidad de que se agoten los inventarios de las terminales El

Alto, La Garita y Barranca. Con solo que la Terminal Pacífico evite un

desabastecimiento de diésel, gasolinas y GLP en el día 10, 11 y 12, se recuperaría el

Costo Presente de la Inversión y los costos operativos incrementales, tomando en

cuenta los ahorros en transporte terrestre de GLP. Esta cifra a recuperar ascendería a



4

un valor medio de 178 MM US$ del 2018 (137 millones US$ en producto limpio y 41

MM US$ en GLP).

1.8 Costos estimados

El costo estimado de la inversión inicial para el desarrollo de una terminal de

importación de productos limpios y GLP, además de una terminal de almacenamiento y

venta de GLP, que incluya 4 esferas de 3 975 m3 (25 mil barriles) así como la

construcción de un tanque de 7.950 m3 (50 mil barriles) de diésel en el litoral Pacífico,

con todos sus servicios auxiliares y de soporte, ronda los 219,1 MM US$ con un

margen de error no mayor al treinta por ciento (±30%).

1.9 Fuentes de financiamiento

Se supone que una parte del financiamiento del proyecto sería con recursos propios

(20%), la otra sería a través algún tipo de gestión bancaria: préstamo, fideicomiso o

alguna otra figura (80%).

1.10 Fecha estimada para el inicio y término de la ejecución

constructiva del proyecto

La ejecución del proyecto está estimada para el período 2021-2022.



5

2. IDENTIFICACIÓN DEL PROYECTO

2.1 Antecedentes

Se inicia este apartado con el análisis de tres aspectos relevantes que tienen influencia

en el funcionamiento del sistema actual de importación de hidrocarburos de RECOPE:

la operación del muelle petrolero, eventos sociales y naturales, y la limitada capacidad

de almacenamiento de GLP. Se busca con este análisis establecer y delimitar la

problemática que ha dado origen al proyecto en cuestión, determinando sus causas y

consecuencias; posteriormente, se hace un repaso de las acciones que en años

anteriores se han realizado por parte de RECOPE, para dar solución a la problemática

identificada.

Muelle petrolero

RECOPE generalmente ha realizado las importaciones de productos por el puerto de

Moín; este proceso lo ejecuta desde el puesto de atraque 5.1, el cual tiene una

capacidad para atender buques de hasta 40 000 TPM1. Se hace la descarga de todos

los productos limpios, además de GLP, y se envían a través de tuberías de 5 km de

longitud aproximadamente hasta la terminal Moín.

En los últimos años, la utilización promedio del puesto en cuestión ha sido

relativamente alta, considerando que se establece como parámetro de saturación un

55%, según consulta hecha a JAPDEVA. El cuadro N°1 siguiente muestra los

porcentajes de ocupación para el puesto 5-1 desde el año 2012 al 2018; para el primer

trimestre del año 2019, la tasa de ocupación promedio del puesto 5-1 ha sido de 69%.

(JAPDEVA, 2019).

1 Toneladas de peso muerto



6

Cuadro N° 1. Porcentajes de ocupación del puesto 5-1, período 2009-2018

AÑO BARCOS OCUPACIÓN

2012 120 48%

2013 121 51%

2014 121 49%

2015 131 56%

2016 133 57%

2017 131 62%

2018 121 56%

PROMEDIO 131 54% Fuente: Dpto. de Operaciones Portuarias, RECOPE

Ante este panorama, el 16 de marzo del 2012 se da la orden de inicio del proceso de

construcción de un nuevo y moderno puesto de atraque, el 5.0, con una capacidad de

80 000 TMP (Camacho, 2009); que fue originalmente concebida para recibir tanqueros

de crudo. En la actualidad, ante el cierre técnico de la actividad de refinación, dicha

infraestructura estaría destinada a atender tanqueros de producto limpio tipo MR2

(Mediano Rango, tipo 2)2 y eventualmente tanqueros LR1 (Largo Rango, tipo 1) hasta

la capacidad diseño de muelle, sujeto a la disponibilidad y conveniencia económica.

Con este nuevo puesto de descarga se liberaría espacio en el puesto 5.1, el cual se

destinaría atender buques gaseros y de producto negro (asfalto y búnker), así como

oxigenantes (MTBE o Etanol).

Demoras

Representan atrasos en el proceso de atraque y descarga de productos; los mismos

son causados por diferentes razones: mal tiempo, falta de espacio, coincidencia de

barcos, problemas del barco (como bajo flujo de bombeo), atrasos atribuidos a

RECOPE, JAPDEVA. Estas demoras pueden extenderse desde unas pocas horas

hasta casi completar un mes, resultando en costos extras que en la mayoría de los

casos deben ser asumidos por RECOPE. El Cuadro Nº2 siguiente muestra las demoras

2 En el Anexo V se presenta una descripción de los tipos de buque petroleros.



7

en el año 2017 y el desembolso que realizó la empresa por ese concepto.

Cuadro N° 2. Mayores demoras y su costo presentadas en el muelle 5-1 en el

período 2017-2018

Año Producto Empresa BARCO Tarifa

demora (US$/día)

Tiempo total

demora (hh:mm)

Total monto (US$)

2 017 Gasolinas/Jet VALERO Energy Patriot

20 667,00 7,08 146 246

2 017 Gasolinas/Jet VALERO Kouros 16 500,00 8,00 131 931

2 017 Diésel VALERO Elka Angelique

20 500,00 5,38 110 264

2 017 Jet Fuel VALERO Bernora 14 250,00 7,54 101 709

2 017 Gasolinas/Jet VALERO Elandra Sprude

17 500,00 5,51 96 420

2 017 Diésel VALERO Energy Patriot

18 167,00 4,67 84 778

2 017 Gasolinas LUKOIL Amadeus 17 000,00 4,93 83 772

2 018 Diesel/Jet VALERO Glenda Melanie

21 000,00 3,65 76 637

2 018 Gasolinas VALERO Glenda Melanie

21 000,00 3,17 66 588

2 018 AC-30 ASPHALT TRADE

Zhuang Yuan Ao

20 000,00 0,23 4 514

2 018 Diesel/Jet VALERO Glenda Melanie

21 000,00 3,65 76 637

2 018 Gasolinas VALERO Glenda Melanie

21 000,00 3,17 66 588

Fuente: Dependencia de Comercio Internacional, RECOPE.

Operaciones alternativas al proceso normal de descarga

Existe una operación de emergencia que se realiza en casos en los cuales el atraque

de un barco se hace muy difícil, generalmente por condiciones de mal tiempo; a esta

maniobra se le conoce como ship to ship (barco a barco), y consiste en la transferencia

del producto a barcos más pequeños que sí puedan atracar en el muelle. La operación

se realiza en otro puerto, generalmente en Panamá y su costo puede resultar

significativo.



8

Según consulta hecha a la Dependencia de Comercio Internacional3, para tomar la

decisión de realizar un ship to ship (STS) se deben considerar varios factores:

Nivel de inventarios en ese momento

Nivel de inventarios proyectado cuando se espera que se pueda atracar el

barco

Tiempo que tiene el barco esperando

Barcos esperando o por llegar

Pronósticos de mal tiempo

Estadísticas de mal tiempo en ese periodo en específico

Prioridades de atraque, de acuerdo a las necesidades de los distintos

productos.

La operación ship to ship (STS) se puede realizar de dos formas: en bahía y en

terminal. El cuadro N° 3 siguiente muestra un ejemplo de la diferencia de costos entre

una modalidad y otra para el caso de gasolinas Plus 91.

Cuadro N° 3. Costos operacionales STS en bahía y en terminal, año 2018

STS #1 STS #2 Total STS #1 STS #2 Total Costo por

barril

Monto ($) Monto

($) Monto ($)

Volumen (barriles)

Volumen (barriles)

barriles $/bbl

STS Hafnia Lise Costos de operación bahía (remolcador, piloto, permisos, equipo, agenciamiento etc)

110 582

73 774

184 357

79 856 79 529 159 385

1,16

STS Yasa Hawk Costos de operación (Terminal,remolcador, piloto, permisos, agenciamiento etc)

101 007

98 392

199 399

112 981 116 311 229 293

0,87

Fuente: Dependencia de Comercio Internacional, RECOPE

Alternativamente a realizar estos procesos, si existen pronósticos de mal tiempo en

ciertas épocas del año, se deja explicitado en el contrato de compra de combustible, la

opción de traer barcos de menor tamaño a los que regularmente se utilizan para

3 Ver correo en Anexo VI.



9

importaciones regulares directamente desde la Costa del Golfo; esto evidentemente

hace que los costos aumenten por un tema de economías de escala.

Cuadro N° 4. Costo comparativo del flete entre importaciones regulares e importación pequeñas de producto

NOMBRE DEL BARCO

PUERTO DE CARGA / PAÍS

PAIS DE ORIGEN

CRUDO / PRODUCTO

Volumen (barriles)

FECHA INICIO DESCARGA

FLETE ($/BBL)

SICHEM NEW YORK

PORT ARTHUR, TEXAS,

ESTADOS UNIDOS

ESTADOS UNIDOS

GASOLINA RON 95

84 455 30-jun-19 3,85

FPMC20

PORT ARTHUR, TEXAS,

ESTADOS UNIDOS

ESTADOS UNIDOS

GASOLINA RON 91

150 094 8-jun-19 2,02

GASOLINA RON 95

120 863 8-jun-19 2,02

Fuente: Dependencia de Comercio Internacional

Ambas operaciones (ship-to ship y lotes reducidos) se realizan con el fin evitar

desabastecimientos. Si bien las operaciones resultan más caras para RECOPE, la

frecuencia con la que se realizan es baja, (para el 2018 solamente se hicieron 2

operaciones de este tipo) puesto que a pesar de que pudieran aparecer condiciones

que no permitieran atracar a los barcos, estos esperan en bahía hasta que en un

momento dado lo puedan hacer. Se producen demoras, pero en general estas no

resultan tan caras como las operaciones descritas. En conclusión, en los momentos en

que se ha tenido dificultades por mal tiempo, estas se han resuelto mediante

operaciones de transferencias barco a barco o con importación de parcelas más

pequeñas.

Eventos naturales

Costa Rica es proclive a eventos naturales de gran magnitud, tales como huracanes o

terremotos. Como ejemplos están: los efectos indirectos del huracán Juana, ocurrido en

1988, que afectó gran parte del país y ocasionó muchas pérdidas económicas y



10

humanas; el terremoto de 1991, que afectó unos 8.000 km2 (16%) del territorio

nacional y más recientemente, en noviembre del año 2016, el país sufrió el embate del

huracán Otto categoría N°3, provocando daños importantes en las zonas de Upala,

Bijagua y Bagaces.

El huracán Juana y sus efectos indirectos fue uno de los mayores desastres naturales

que ha azotado Costa Rica y a Centroamérica; sus vientos alcanzaron velocidades de

hasta 250 km/h y duró aproximadamente un mes. En la provincia de Limón se realizó la

mayor evacuación de personas hacia San José y otros poblados; los puertos de Moín y

Limón se cerraron y RECOPE cesó operaciones en la terminal Moín, no sin antes

asegurarse de que hubiera combustible suficiente para evitar el desabastecimiento.

Afectó casi la totalidad del país, pero sus mayores daños se dieron en la zona pacífica

sur; se estima que los costos totales por daños ascendieron a 60 MM US$.

El terremoto del 22 de abril de 1991 fue uno de los más fuertes vividos en Costa

Rica, con una magnitud 7,7 en la escala Richter: dejó 48 muertos y 554 heridos; afectó

carreteras y puentes desde Limón hasta Sixaola y destruyó 1.856 casas. Se dio

además el levantamiento de la línea costera caribeña costarricense, reduciendo en

aproximadamente 1,5 m la profundidad de las aguas.

Como consecuencia de este terremoto, en los muelles tanto de Moín como de Limón se

tuvo que dragar el fondo marino para recuperar el calado de los muelles; estos no

salieron de operación, pero su capacidad se redujo en un 30% aproximadamente. Las

bodegas, patios de carga, vías de acceso y talleres sufrieron daños que se estimaron

en ese momento a un costo de 15,2 MM US$.

Si bien este fenómeno natural generó una serie de incidentes en las instalaciones de

RECOPE en Moín, como conatos de incendio en tanques de almacenamiento y la

deformación estructural en varios de ellos, estos se atendieron con éxito por parte del



11

personal de la empresa; los costos de estos daños se estimaron en 8 MM US$4. El

poliducto Limón – San José, aunque sufrió deformaciones, tuvo una respuesta

satisfactoria ante dicho evento y no se generó un desabastecimiento de combustible a

nivel nacional. (Morales, 2011).

El huracán Otto, es el primer huracán que se haya documentado en la historia

reciente, y que tuvo un impacto directo en el país; generó lluvias torrenciales de hasta

300 mm diarios y vientos con velocidades que alcanzaron los 30 m/s. La formación del

mismo se dio al sur del mar Caribe producto de un sistema de baja presión y a un

empuje frío localizado en el noroeste del ese mar. Su duración se prolongó desde el 21

hasta el 26 de noviembre del 2016.

En cuanto a impactos, se reportaron inundaciones y deslizamientos en los cantones de

Golfito, Osa, Corredores y Matina. La CNE reportó que al menos 461 comunidades

tuvieron algún tipo de afectación en infraestructura vial, viviendas, centros educativos,

distribución de agua, puentes, alcantarillados, etc. El fenómeno dejó un saldo de diez

(10) fallecidos, 10831 damnificados, 1610 casas con daños totales o parciales; hubo

muerte de animales, especialmente bovinos.

La ruta 32 no sufrió daños, a excepción de un derrumbe que fue removido

posteriormente; los puertos de Limón y Moín operaron con normalidad, mientras que en

Puntarenas los zarpes fueron suspendidos. Los aeropuertos también trabajaron en

forma normal, igualmente que la ruta 27, aunque estuvo constantemente monitoreada.

Se estiman que los daños pudieron llegar a ₡7.188 millones (12 millones US$) en

infraestructura vial. (Instituto Metereológico Nacional, 2017).

Eventos sociales

En el año 2018, ocurrió una huelga convocada por los sindicatos de varios sectores

públicos, en contra de lo que se denominó en ese momento como el combo fiscal o

proyecto de Ley de Fortalecimiento de las Finanzas Públicas. El movimiento de huelga

4 https://www.mideplan.go.cr/perdidas-ocasionadas-fenomenos-naturales

https://www.mideplan.go.cr/perdidas-ocasionadas-fenomenos-naturales



12

arrancó el 10 de setiembre y culminó el 11 de diciembre de ese año (3 meses); en el

mismo participaron los sindicatos del Ministerio de Educación Pública, Refinadora

Costarricense de Petróleo, Consejo Nacional de la Producción, Ministerio de Vivienda,

Instituto Costarricense de Electricidad, entre otros entes gubernamentales.

Este movimiento social tuvo repercusiones a nivel económico en el país. Según datos

del Banco Central de Costa Rica, la huelga tuvo un costo para el país de 138.700

millones de colones5 (239,1 MM US$); con respecto a RECOPE, se reportaron actos de

vandalismo al sistema de importación de GLP, específicamente a una válvula

relacionada con el recibo de producto de una de las esferas de almacenamiento; el

costo de estos daños se estimaron en 15, 5 millones de colones (0,27 MM US$); el

costo total de la huelga para la empresa fue de ₡863.197.0216 ($1,4 MMUS$).

La operación normal de RECOPE también se vio alterada, debido a que muchos de los

funcionarios de las terminales de distribución y que eran encargados de los procesos

almacenamiento y despacho de combustibles apoyaron la huelga. A pesar de este

suceso, no existió desabastecimiento general de combustibles en el país, gracias a

acciones que la empresa tomó oportunamente.

Como parte de esas acciones y dado que las terminales de Barranca, La Garita y Moín

fueron cerrados totalmente o con venta mínima, se dejó la terminal El Alto de

Ochomogo como único punto de venta, sustituyendo a los funcionarios operativos que

estaban en el movimiento por administrativos. Como solamente esta terminal estaba

vendiendo productos, las cisternas provenían de todo el país, generando grandes filas

de camiones; como consecuencia de esto, el horario de atención se extendió a 24

horas.

Por otra parte, aunque en Moín se estaba vendiendo GLP, había poco inventario y no

era suficiente para satisfacer la demanda nacional. Para evitar el desabastecimiento de

GLP, la Dirección de Comercio Internacional solicitó a la Presidencia y al Comité de

5 https://twitter.com/BancoCentralCR/status/1090392524806635520

6 Nota GG-UA-0206-2018. TC al 6 de noviembre del 2018: 617,23 CRC/US$

https://twitter.com/BancoCentralCR/status/1090392524806635520



13

Contratación de Combustibles la aprobación para adquirir un volumen de hasta 10.000

barriles de GLP mediante la contratación excepcionada CE-07-2018, que se trajeron

por medio de camiones cisternas, en un lapso de 12 días, desde Puerto Cortés en

Honduras hasta Liberia, de donde se distribuyó al Valle Central y a otros puntos del

país.

En dicha contratación se especificaba la calidad de la mezcla (70% Propano-30%

Butano) o en su defecto GLP rico en propano (̴ 90% propano). La contratación se

adjudica a la empresa Gas del Caribe y se importa propano comercial a un precio final

de 67,72 US$/barril, siendo el costo final aproximado de 600.000 US$. Con estas

acciones se evitó que el país llegara a una situación apremiante por falta de Gas

Licuado, a pesar de la prolongada duración del movimiento huelguístico.

Almacenamiento de GLP

Todo el almacenamiento y venta de GLP se encuentra únicamente en la terminal de

Moín, la cual cuenta con siete esferas para el almacenamiento del producto (7709,

7710, 7711, 7712, 7713, 7714 y 7715); cada esfera maneja actualmente un volumen

total aproximado de 3.400 m3 (21.000 barriles), para un total global de 24.000 m

3

(149.000 barriles). El volumen bombeable individual ronda los 3.300 m3 (20.000

barriles), mientras que el volumen bombeable total puede llegar a los 22.000 m3

(141.000 barriles).

Sin embargo y debido a diferentes situaciones, actualmente solo se encuentran en

estado operativo cuatro de esas esferas: 7710, 7711, 7712 y 7713, para un volumen

total bombeable de 12.711 m3 (79.952 barriles). La 7714, 7715 y 7709 iniciaron un

proceso de resolución contractual por problemas con el contratista, y su finalización

será acometida directamente por RECOPE. Las dos primeras se encuentran en las

etapas de pruebas y puesta en marcha, con un 20% de avance en esa etapa; la 7709

será sometida a un proceso de revamping hasta que inicie el año 20207.

7 Información brindada por el Dpto. Construcción Zona Caribe, mediante llamada telefónica en Julio del



14

Dado este escenario, se deben realizar importaciones de GLP muy frecuentemente; por

ejemplo, de enero a setiembre del año 2019 se han tenido que hacer en promedio

cuatro importaciones por mes, con lotes promedio de 6.800 m3 (aproximadamente 43

mil barriles).

Estudios anteriores

Como consecuencia directa de la emergencia provocada por el Huracán Juana, los

altos jerarcas de RECOPE observaron en ese momento que tener solamente un punto

de importación de combustibles podría constituir un riesgo alto para el abastecimiento

de combustibles al país. Como respuesta, la Junta Directiva de la empresa tomó el

acuerdo N° 2301-252 de 1988, que solicitaba a la Gerencia de Desarrollo (de la cual

formaba parte la Dirección de Planificación) la realización de un estudio de factibilidad,

para determinar la conveniencia de tener una terminal de importación en el océano

Pacífico. El documento generado fue el primero de una serie de estudios que se

formularon a través de los años, en los que algunas administraciones impulsaron la

iniciativa, y otras no, por cambio de prioridades. Estos estudios se mencionan a

continuación:

1. “Estudio de prefactibilidad multicriterio: Importación de productos terminados

por el litoral Pacífico”. Dirección de Evaluación de Proyectos, 1989.

2. Estudio técnico, económico y estudios básicos ambientales. Dirección de

Planificación, Gerencia de Desarrollo. 1997.

3. Análisis FODA y programación de la terminal Roca Carballo y FERTICA.

Costos de los escenarios de FERTICA. 2004.

4. Perfil técnico y financiero del proyecto Terminal Pacífico, primera etapa.

Dirección de Planificación. 2009.

5. Factibilidad técnica y financiera del proyecto terminal Pacífico: primera

etapa. Gerencia de Desarrollo, 2011.

6. Actualización del estudio de factibilidad del proyecto Terminal Pacífico,

2019.



15

primera etapa. Dirección de Planificación. 2017.

Los estudios mencionados se conceptualizaron sobre la base de la posible

materialización de una “emergencia”, por la cual no sea viable utilizar el puerto de Moín

(puesto de atraque 5-1 o puesto 5-0), llevando esto a un escenario de

desabastecimiento en el país. Dichos estudios desarrollan una alternativa de solución

estratégica, la importación del producto limpio por el océano Pacífico, mediante la

implementación de infraestructura que contempla un sistema de atraque, bombeo y

almacenamiento en Barranca.

En el año 2011 se creó una Unidad Ejecutora, con el fin de poder implementar el

proyecto “Terminal Pacífico Primera Etapa”, iniciando con la elaboración de la

factibilidad. Debido a cambio de prioridades en la Administración Superior, dicho

proyecto fue relegado en espera de poder ser retomado cuando las condiciones fueran

más favorables. Posteriormente, en el 2015, se tomó la decisión de actualizar estudio

de Factibilidad planteado en el 2011.

En el 2017, el Departamento de Formulación de Proyectos presentó dicha actualización

y se dan tres recomendaciones:

1. Si bien la inversión en producto limpio no impacta en gran medida al

consumidor final, se recomienda aplazar la construcción de esas

instalaciones hasta que RECOPE pueda plantear un esquema de negocio,

que les dé un uso constante y no represente una infraestructura ociosa para

la empresa y para el país.

2. Debido a la pérdida de interés del ICE en invertir en la Planta Térmica

Garabito y el alto impacto tarifario que tendría la infraestructura de bunker,

se consideraría riesgoso construir instalaciones fijas para la importación de

ese producto, cuya inversión se cargaría a todos los usuarios de bunker,

afectando la competitividad de RECOPE.

3. Debido a lo anterior, se recomienda iniciar los estudios para analizar las

condiciones de descarga de Puerto Caldera y cumplir así con los



16

requerimientos necesarios para realizar una importación segura.

A pesar de todo lo expuesto, Costa Rica nunca ha sufrido una situación de

desabastecimiento en sus años de existencia, ya sea por eventos naturales o sociales.

No obstante, es importante identificar alternativas para minimizar la posible

materialización de un evento de riesgo de desabastecimiento, cada vez más probable

ante las consecuencias del cambio climático, que comprometa la misión de RECOPE,

la cual es: Mantener la Seguridad Energética del País.

2.2 Identificación del problema

Con referencia a lo mencionado en la sección anterior, se determina que el Sistema

Nacional de Combustibles (SNC) mantiene un grado de vulnerabilidad ante amenazas

de índole natural o social, que puede materializar riesgos8 importantes para la empresa

y el país.

Esta vulnerabilidad se pone de manifiesto por varias causas:

1. Si bien en el corto plazo la empresa va tener dos puestos de atraque de

combustibles, ambos puntos se ubican en el puerto de Moín.

2. Todo el almacenamiento y distribución de GLP se localiza en terminal de

Moín.

3. El GLP no cuenta con almacenamiento estratégico.

4. El GLP cuenta con poco inventario medio operativo9.

5. El poliducto se maneja en un solo sentido, desde Moín hasta Barranca.

Con la combinación de amenazas naturales (huracanes o terremotos) o antropológicas

y la vulnerabilidad intrínseca del SNC, se pueden materializar riesgos que tendrían alto

8 Un riesgo se define como la probabilidad de que se presenten consecuencias económicas, sociales o ambientales en un sitio particular y durante un período de tiempo definido. 9 La construcción de la octava y novena esfera en Moín fueron suspendidas según consta en el oficio GG-UA-0028-2019



17

impacto en la misión de la empresa, que es la de mantener al país abastecido de los

combustibles derivados del petróleo ininterrumpidamente.

Tales riesgos son:

Daños a los sistemas de atraque, poliducto y a sistemas auxiliares.

Impedimento de atraque y descarga de barcos con productos.

El inventario operativo y de seguridad se puede agotar.

Se identifican los impactos que estos riesgos pueden generar a la empresa y al país:

Incumplimiento de la ley, y por la tanto de la misión, que rigen a RECOPE.

Suspensión de las ventas de producto limpio o GLP.

Empresas, comercios, instituciones públicas y sector transporte podrían

tener pérdidas económicas al no disponer de los combustibles para sus

actividades.

Pago de multas a navieras por atrasos en sus itinerarios a la hora de

descargar los productos.

Pagos por demoras y operaciones de transferencia barco a barco para

mitigar efectos ocasionados por condiciones de mal tiempo en Moín.

2.3 Alternativas de proyecto

En el Anexo III, que corresponde a la Matriz de Marco Lógico, se establecen las

alternativas de proyecto para el problema identificado en el caso del GLP. Estas

alternativas son:

Alternativa N°1. Mantener la importación del 100% del GLP por el Caribe, a la vez que

se aumenta la capacidad de almacenamiento en la Terminal Moín, haciendo las

compras de combustibles mayormente en la Costa del Golfo de los Estados Unidos.

Alternativa N°2. Disponer de capacidad de almacenamiento de GLP en la Terminal



18

Pacífico, manteniendo la capacidad existente en la Terminal Moín, de forma que se

importe un 30% de la demanda por el pacífico y un 70% por el Caribe. Las compras se

realizan mayormente en la Costa del Golfo, pasando la proporción indicada por el

Canal de Panamá.

Con respecto al producto limpio (gasolinas, diésel) se ha conceptualizado que la

terminal Barranca sea para propósitos estratégicos (evitar desabastecimiento país) y se

programen operaciones ocasionales (máximo 4 al año) para afrontar los periodos de

mal tiempo en el Caribe. No será por tanto, una operación regular económica eficiente,

pues la prioridad es racionalizar la inversión y dotar al país de las facilidades mínimas

en caso de que se requiera importar producto por el pacífico.

2.4 Objetivos del proyecto

Objetivo general:

Aumentar la seguridad energética del país, disminuyendo la vulnerabilidad de la

empresa ante amenazas de tipo natural o social, que puedan comprometer el

funcionamiento del SNC, así como la actividad económica dependiente del suministro

de combustibles.

Objetivos específicos:

Poder realizar las importaciones de producto limpio y GLP por el Pacífico, en

caso de calamidad o que se presenten riesgos altos que pueda comprometer

el abastecimiento por el Caribe.

Mantener inventarios operativos y se seguridad de GLP en el litoral Pacífico.

2.5 Justificación del proyecto

El estado posee el monopolio para la importación, refinación y distribución al mayoreo



19

de petróleo y sus derivados, según consta en el artículo N°1 de la ley 7356:

“ARTICULO 1.- La importación, refinación y distribución al mayoreo de

petróleo crudo y sus derivados, que comprenden combustibles, asfaltos y

naftas, para satisfacer la demanda nacional, son monopolio del Estado”

El artículo N°2 de esta misma ley, traspasa la administración de este monopolio a la

Refinadora Costarricense de Petróleo:

“ARTÍCULO 2.- El Estado concede la administración de ese monopolio a la

empresa pública Refinadora Costarricense de Petróleo Sociedad Anónima

(RECOPE S.A.), para el desempeño de las actividades descritas en el

artículo anterior, en tanto su capital accionario pertenezca en su totalidad al

Estado”

A pesar de que se ha mejorado la infraestructura existente en el puerto de Moín, esta

no se ve como la solución completa a la vulnerabilidad que el SNC presenta en ese

punto; es necesario conceptualizar y definir un conjunto nuevo de acciones e

inversiones que reduzcan o eliminen del todo esa mencionada vulnerabilidad.

El proyecto aborda el problema tomando como base la implementación de nueva

infraestructura, así como la mejor utilización de los recursos disponibles de la empresa.

Con esta nueva infraestructura, el SNC será más robusto, pues tendría dos puntos

independientes de importación de productos y eliminaría la concentración de

inventarios de GLP en un único lugar.

Desde el punto de vista de la empresa, el proyecto viene a reafirmar su misión:

mantener la seguridad energética del país en todo momento, puesto que el riesgo de

desabastecimiento se reduce en gran medida, manteniendo puertos de importación en

ambos litorales, Caribe y Pacífico.

Por último, se debe mencionar que a través del oficio P-0791-2018, esta administración

remitió al MIDEPLAN los proyectos que se consideran prioritarios para la empresa y

que se han vinculado al Plan Nacional de Desarrollo, entre los cuales se incluye la



20

evaluación y construcción de la Terminal Pacífico I etapa.

2.6 Vinculación con planes y estrategias nacionales y empresariales

El Plan Nacional de Desarrollo y de Inversión Pública 2019-2022 actualmente en

vigencia, es un instrumento diseñado para contribuir con el Estado costarricense en la

formulación de objetivos, prioridades, metas y la asignación de recursos, así como el

mejoramiento en las capacidades de evaluación y seguimiento de políticas, planes,

programas y proyectos que se pretenden ejecutar.

El capítulo IV, Áreas Estratégicas de articulación Presidencial, es el que compete

directamente a RECOPE y el objetivo de este proyecto. En el apartado 2,

correspondiente al Área Estratégica de Infraestructura, Movilidad y Ordenamiento

Territorial, se mencionan todos aquellos proyectos de infraestructura que son

prioritarios para el gobierno; con el subtítulo de Matriz de Preinversión, se engloban

todos aquellos proyectos que estarán en fase de preinversión en el período 2019-2022.

La intervención estratégica que corresponde a RECOPE, “Mejoramiento y ampliación

de la infraestructura de RECOPE”, posee el objetivo específico siguiente:

“Asegurar el abastecimiento nacional de combustibles y asfaltos de manera

confiable, ampliándola capacidad de almacenaje y mejorar las condiciones

de seguridad contra incendios de las instalaciones”

La meta para este objetivo se corresponde directamente con el proyecto Terminal

Pacífico: “Construcción de la Terminal Pacífico para recibo de buques y

almacenamiento en la terminal Barranca”. Señala además que para el año 2021 el

proyecto ya debería estar en etapa de licitación, con todos los diseños y estudios

terminados.

El Plan Estratégico de RECOPE 2020-2030 es una herramienta de gestión que busca

dotar a la empresa de una visión basada en la medición y logro de resultados. Se



21

definieron cinco áreas o perspectivas estratégicas: valor público, procesos, recursos

humanos, financiero y servicio al cliente, las cuales engloban once objetivos

estratégicos y 44 objetivos operativos.

La perspectiva de Procesos presenta un objetivo estratégico que está dirigido al cambio

a las energías alternativas más amigables con el ambiente:

“Desarrollar proyectos de inversión orientados hacia el cambio en la matriz

energética”

El objetivo operativo Nº 13 que está incluido dentro de este estratégico, “Lograr

colocación de producto conforme a la estrategia de venta de GLP”, está bajo la

responsabilidad de la Gerencia en cargada de las operaciones; consta de varias

acciones que permiten alcanzarlo y que involucran a varias dependencias. La acción

A13.4 corresponde a la Dirección de Planificación y da una justificación clara del

proyecto Terminal Pacífico:

“Contar con los estudios de pre-inversión para definir el alcance de la

sustitución y ampliación de tanques de almacenamiento a diez años plazo,

que permita optimizar el tamaño de las parcelas de importación de producto,

considerando las necesidades de inventario de seguridad y estratégico, así

como la desconcentración de inventarios en los litorales Caribe y Pacífico”

En esta misma línea de acción, en la perspectiva de Valor Público, se menciona la

responsabilidad que tiene RECOPE no solo de abastecer el país de combustibles, sino

también de ir incorporando a estos combustibles aquellos que sean más amigables con

el ambiente, tal y como se describe en el objetivo estratégico correspondiente:

“Garantizar el abastecimiento de los combustibles, asfaltos y naftas, así

como la incorporación de energías alternativas mediante la transformación

de la Empresa, contribuyendo al cambio de la matriz energética del país, con

sustentabilidad ambiental y satisfacción de las necesidades de los

consumidores”



22

Se desprenden de este objetivo estratégico los objetivos operativos 29, 30 y 31 en los

cuales se hace énfasis en la necesidad de la empresa de comprar los principales

productos de consumo nacional, diésel y gasolinas, a precios favorables y con la

calidad requerida.

La acción que es común a estos tres objetivos y compete directamente a la Dirección

de Planificación y a este proyecto es la siguiente:

“Contar con una terminal alterna de importación de gasolina súper por el

Pacífico para disminuir el riesgo de desabastecimiento en caso de

calamidad”

La dependencia encargada de la ejecución de proyectos es la responsable de la

acción, pero se necesitan los estudios que hagan posible la materialización de la

misma, los cuales están a cargo de la Dirección de Planificación.

Por otra parte, el VII Plan de Energía 2015-2030 establece que RECOPE debe

mantener la seguridad energética del país, quedando esto plasmado en el apartado 7.1

del eje estratégico N°7 del plan:

Eje 7: En la ruta hacia combustibles más limpios

o 7.1: Asegurar el abastecimiento a granel de los combustibles

La directriz va más allá y direcciona a que la empresa deba implementar los medios

físicos y logísticos para poder asegurar el objetivo:

Objetivo específico 7.1.1. Desarrollar y mantener la infraestructura para

asegurar el abastecimiento de combustibles en condiciones competitivas

(importación, refinación, trasiego, almacenamiento y distribución) de acuerdo

con el Plan Estratégico de RECOPE.

El Plan de Descarbonización compromiso del gobierno del Bicentenario, fue

concebido por el gobierno de la República como una herramienta que busca determinar

rutas de acción en la lucha contra el cambio climático, sin dejar de lado el desarrollo y



23

modernización de la economía costarricense en concordancia con el discurso ecológico

del país y tomando como hito el acuerdo de París en el año 2015.

La meta que se busca con este plan es la de poder contar con una economía

descarbonizada al año 2050, alcanzando un nivel de emisiones que estén acorde con

lo establecido en el Acuerdo de París, que es mantener el incremento en la

temperatura global por debajo de 2 °C. Las acciones de política pública relacionadas

con este plan se desarrollan en tres etapas: inicio (2018-2020), inflexión (2023-2030),

normalización del cambio (2031-2050).

El plan incluye las metas y acciones de corto, mediano y largo plazo necesarias para

alcanzar el objetivo principal: emisiones netas cero de CO2 al año 2050. Las acciones

están distribuidas en 10 ejes estratégicos que incluyen a muchos actores nacionales,

tanto públicos como privados; el eje en el cual se incluye a RECOPE corresponde a la

“transformación de la flota de vehículos ligeros a cero emisiones, nutrido de energía

renovable, no de origen fósil”

Este eje, en su objetivo 2.2 menciona que se debe “mejorar la eficiencia de combustión

de la flota”. La actividad específica que involucra el GLP y RECOPE establece el

“diseño de una hoja de ruta para el uso de GLP para nichos específicos y coherentes

con metas globales de Descarbonización. Esta hoja de ruta involucra implícitamente la

mejora en la infraestructura de GLP, dado que si, como hasta ahora, las fuerzas de

mercado impulsan la transformación de la flota vehicular a GLP, la empresa debe tener

el inventario necesario para suplir la demanda.

2.7 Metodología y delimitación del estudio

En este apartado se describe brevemente la necesidad de actualizar el estudio de

factibilidad, tomando en cuenta nuevos requerimientos empresariales y nacionales; se

establece la metodología seguida para el desarrollo del mismo: actividades, premisas,

herramientas, etc. Por último, se señalan las limitantes inherentes al proceso de

realización del estudio, así como el alcance que este tendría dentro del marco

institucional y regional.



24

Justificación del estudio

En el último estudio de factibilidad sobre el tema en cuestión, realizado en el año 2017,

los objetivos generales estaban basados en la vulnerabilidad inherente al sistema de

importación de productos de RECOPE, así como el aumento del inventario estratégico

en la costa del Pacífico. Se pretendía construir tanques de gasolina, diésel y de bunker;

este último para mantener un suministro ininterrumpido hacia la planta térmica de

Garabito, propiedad del ICE.

Para este nuevo estudio, se mantiene la premisa de vulnerabilidad del Sistema

Nacional de Combustible (SNC) y por lo tanto, la alternativa de una infraestructura de

importación por el Pacífico de productos limpios, que sirva como un puerto alternativo

ante la imposibilidad de descargar por el Caribe. Sin embargo, el nuevo enfoque que se

desarrolla en este estudio incorpora de forma regular la importación y almacenamiento

de Gas Licuado de Petróleo (GLP) en la terminal Barranca. Esto responde a que 1) la

demanda de GLP en el país está creciendo a un ritmo de 5.21% en los últimos 20 años

y 2) no existen inventarios estratégicos de este combustible en otras terminales que no

sea Moín.

Con lo anteriormente descrito, se hace necesario desarrollar la documentación que

analice la factibilidad de estos nuevos requerimientos, desde las perspectivas de

mercado, nacional e internacional; de orden técnico, legal, financiero y económico

social, buscando el dimensionamiento que permita el mejor costo eficiente. Se debe

analizar también su componente estratégico, es decir, la alineación de este proyecto

con el Plan Nacional de Desarrollo, Plan de Descarbonización, Plan Nacional de

Energía y el Plan Estratégico Empresarial.

Metodología del estudio

El desarrollo de la factibilidad sigue los lineamientos generales de la Guía Metodológica

para los estudios de Preinversión de RECOPE; por tanto, el documento está dividido en

los estudios de identificación, mercado, técnico, ambiental, financiero, legal, económico



25

social y riesgos.

Para la recolección de información de cada investigación se ha recurrido a varias

fuentes, tanto internas como externas a la empresa. Algunas de ellas son:

Estudio sobre la optimización de las operaciones de importación de GLP,

realizado por ARGUS Consulting Services para la Dirección de Comercio

Internacional de RECOPE en el año 2017.

Estimaciones de demanda empresariales 2019-2039.

Reuniones, sesiones de trabajo y entrevistas con personal de MINAE,

Comercio Internacional, ARESEP.

Estudio de factibilidad de Terminal Pacífico, primera etapa. 2017.

Ingeniería Básica para el Sistema de manejo de combustibles en la Zona

Pacífica, Bohórquez y Compañía, 2009.

Informe anual de calidad GLP 2018, Intendencia de Energía de ARESEP.

Sesiones de trabajo con diferentes profesionales de la empresa.

Estudio socio económico.

Para los análisis financieros y de riesgos se utiliza la herramienta @RISK de

PALISADE, con la cual se determinan escenarios probabilísticos que enriquecen los

resultados. Por otra parte, para la revisión y actualización de la ingeniería básica, se

utilizan programas de simulación de flujo en tuberías y análisis de procesos.

Limitaciones del estudio

En cuanto a la estimación de la inversión de capital, la parte terrestre cuenta con

información a nivel de una ingeniería básica, por lo que las cantidades están bien

estimadas a ese nivel de definición. En la parte marina, se han reforzado las

estimaciones con cotizaciones recientes de empresas proveedoras de ese tipo de

facilidades; se está a la espera de los nuevos estudios oceanográficos para proceder a

una actualización de los requerimientos marinos (tipo y tamaño de atracadero flotante)



26

lo cual depende de los barcos de diseño finalmente considerados.

En cuanto al mercado de GLP, puede presentarse el hecho de que toda la información

requerida en un estudio que se encuentra en curso, no sea posible de obtener, dado el

carácter privado que esta pueda tener en segmentos de la cadena que no controla

RECOPE. Sin embargo, la cuota de participación que asumiría la Terminal Pacífico

(30%) para obtener el mejor costo-eficiente es un valor muy conservador con respecto

a lo que preferiría el mercado (mayor al 50% por cercanía al Valle Central).

Tanto a la inversión en la parte marina, como a los ahorros en fletamento terrestre, que

son función de la distancia y el costo por kilómetro recorrido, se les asigna una margen

de error apropiado en el análisis de riesgo financiero, por lo que los resultados de la

simulación de Montecarlo reflejan adecuadamente la probabilidad asociada a los

parámetros financieros.

Por otra parte, el estudio analiza la probabilidad de que ocurra un evento natural que

genere paralización del SNC; sin embargo, a pesar de la rigurosidad del método, los

valores estimados pueden tener una incertidumbre relativamente alta, por lo que se

deben tomar con cierta cautela y se deben utilizar como una referencia de la magnitud

del impacto de un evento de este tipo.



27

3. ANÁLISIS DEL MERCADO

3.1 Demanda de productos

La demanda de combustibles fósiles del país ha venido en un claro aumento desde la

década de los 90´s; la tasa de crecimiento anual promedio desde el año 1990 hasta el

2019 fue de un 4,2%. No obstante, del año 2017 al 2019 presenta un crecimiento

promedio anual del 2,17%, sin incluir las ventas que se hicieron al ICE10

.

Dicho comportamiento es congruente con el crecimiento y la dinámica económica del

país, reflejado en el Producto Interno Bruto Real (PIBR). Desde el año 1991 hasta el

2017, el crecimiento interanual promedio del PIBR ha sido de 4%, mientras que la

variación promedio en el índice de precios al consumidor, desde 1991 hasta el 2016, ha

sido de 0,93%.

A continuación se presentan los gráficos con las proyecciones de consumo para los

productos limpios y el GLP desde el año 2019 hasta el 203911

, incluidas en el estudio

de demanda realizado por el ICAP12

para RECOPE en el 2019. Se muestran el intervalo

de confianza del 95% para un escenario base.

En los últimos 10 años la gasolina súper representa en promedio un 18% de

participación en las ventas de RECOPE y crece a una tasa promedio anual del 2,86%.

10 Datos calculados a partir de los Informes de ventas anuales de RECOPE. Período 2004-2019

11 Los cuadros con los datos se presentan en el Anexo I

12 Instituto Centroamericano de Administración Pública (ICAP).



28

Figura N°1. Demanda proyectada para gasolina superior (m3)

Fuente: ICAP, 2019

El 99% de dicho combustible se destina en el sector transporte; al año 201813

se

consumieron en promedio 1 824 m3 al día de este producto. Como se observa en la

figura N°1 se proyecta para el escenario base o medio un crecimiento promedio anual

del 2,36% para los próximos 20 años14

(2019 al 2039).

13 Fuente: Ventas anuales por producto al año 2018. En la página oficial de RECOPE solamente

aparecen las ventas anuales en m3 hasta ese año.

14 Para efectos comparativos, se tiene que en el estudio de proyecciones de demanda del año 2017

elaborado por el ICAP, se consignaron crecimientos promedio para los siguientes 20 años de 1,46%, 2,89%, 1,93% y 4,85% para gasolinas súper, gasolina regular, diésel y GLP respectivamente.

-

200 000

400 000

600 000

800 000

1 000 000

1 200 000

1 400 000

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

2034

2036

2038



29

Figura N°2. Gráfico de demanda proyectada para gasolina Plus 91 (m3)

Fuente: ICAP, 2019

En los últimos 10 años (2009-2019) la gasolina plus 91 representó en promedio un 21%

de participación en las ventas de RECOPE y creció a una tasa promedio anual del

1,4%; al año 2018 se consumieron en promedio 1.726 m3 al día de este producto.

Como se observa en la Figura N°2 el crecimiento para esta gasolina será casi nulo.

Según las proyecciones de demanda del ICAP, el escenario base tendrá un porcentaje

de crecimiento promedio del 0,05%, el alto tendrá un 0,04% y el bajo tendrá 0,05%,

para los próximos 20 años (2019 al 2039). Al igual que la gasolina Súper, el 99% de

dicho combustible se destina al sector transporte.

-

100 000

200 000

300 000

400 000

500 000

600 000

700 000

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

2034

2036

2038



30

Figura N°3. Gráfico de demanda proyectada para el diésel 50 (m3)

Fuente: ICAP, 2019

En el caso del diésel, durante los últimos 10 años (2009-2019) este producto

representó en promedio una participación del 38% de las ventas de RECOPE; su

demanda creció en ese período a una tasa promedio anual del 1,99%. Al año 2018 se

consumieron en promedio 3.378 m3 al día de este producto. De acuerdo a la Figura N°3

la tasa de crecimiento promedio anual para los próximos 20 años es de 1,79% para el

escenario base.

-

200 000

400 000

600 000

800 000

1 000 000

1 200 000

1 400 000

1 600 000

1 800 000

2 000 000

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

2034

2036

2038



31

Figura N°4. Gráfico de demanda proyectada para el GLP (m3)

Fuente: ICAP, 2019

En los últimos 10 años (2009-2019) el GLP ha representado el 9% de participación en

las ventas de RECOPE; al año 2018 se consumieron en promedio unos 746 m3 al día.

De acuerdo a la Figura N°5 se proyecta que en los próximos 20 años, la demanda de

GLP va a crecer en promedio al año a un ritmo del 2,56% para el escenario base.

Su incremento se ha dado en varios ámbitos; en la industria, en parte porque dicho

sector ha visto experimentado ahorros importantes al modificar sus calderas de bunker

por las que usan GLP; el sectores residencial y comercial han venido modificando sus

sistemas de cocción y de calentamiento de agua eléctricos, por sistema a GLP; se

parte del supuesto que parte de este cambio se ha dados producto del alto costos de la

electricidad. El sector transporte también ha experimentado un crecimiento en el uso de

este combustible, aunque en menor medida que los demás.

El Cuadro No. 5 siguiente muestra cómo se distribuye la demanda de GLP desde el

año 2014 al 2017 en el país.

-

100 000

200 000

300 000

400 000

500 000

600 000

700 000

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

2034

2036

2038



32

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

2014 2015 2016 2017

Industrial

Residencial

Comercial

Transporte

Cuadro N° 5. Composición del consumo de GLP en el país, período 2011-2017

CONSUMO (m3)

AÑO Industrial Residencial Comercial Transporte TOTAL TASA DE

CRECIMIENTO

2014 113.000 63.500 28.500 16.000 221.000

2015 112.500 83.000 32.500 20.500 248.500 12,4%

2016 120.000 106.500 40.500 21.000 288.000 15,9%

2017 124.500 112.000 47.000 23.000 306.500 6,4%

Fuente: Elaboración propia a partir del Informe anual del servicio de GLP en Costa Rica, 2017. ARESEP

La participación porcentual en la demanda nacional de cada uno de estos sectores

según la misma fuente, se muestra en el gráfico de la Figura No 6 siguiente.

Figura N°5. Participación porcentual de sectores consumidores de GLP

Aunque estos datos de la ARESEP son confiables para un primer panorama de la

distribución de GLP en el país, particularmente en los sectores residenciales y

transporte, es necesario hacer una aclaración. La ARESEP supone que los tanques

estacionarios de 1.000 litros o mayores son de uso industrial solamente, pero en la

realidad este tipo de almacenamiento es común encontrarlo en sodas, restaurantes y



33

hoteles, los cuales pertenecen al sector comercial. La gráfica de la Figura N°7 siguiente

muestra una mejor distribución de los porcentajes, que a pesar de ser del 2016,

representa mucho mejor cómo se reparte el consumo de GLP en el país. (RECOPE,

2017)

Figura N°6. Distribución porcentual del mercado de GLP en Costa Rica

3.1.1 Demanda agregada por uso de GLP en transporte

El gobierno de Costa Rica, comprometido con su imagen de país ecológico y con los

acuerdos ambientales internacionales, como el Acuerdo de París, ha estado

impulsando políticas que reduzcan el uso de energías provenientes de combustibles

fósiles en su economía. La meta es poder gozar a un mediano y largo plazo, de

sistemas de transporte y producción que disminuyan las emisiones de gases de efecto

invernadero.

Conforme a estas políticas, RECOPE elaboró una Propuesta de Plan para la

Descarbonización del Sector Transporte Terrestre, mismo que fue terminado en el año

2018 por la Dirección de Planificación. Dentro de las alternativas propuestas, se

establece al GLP como un combustible sustituto de la gasolina, debido a que reduce

emisiones de CO2 en un 30%; además, es una tecnología madura, que mantiene las



34

mismas condiciones de potencia con un rendimiento similar al de un auto de gasolina,

pues posee mayor octanaje. (Acuña, 2018).

El estudio de proyecciones de demanda realizado por el ICAP no contempla la

demanda agregada de GLP debido a las políticas gubernamentales para el uso de

energías alternativas, ya que su planteamiento es apenas incipiente a nivel de

transporte de carga pesada, por lo que solamente recoge el efecto registrado por el

impulso del propio mercado. Por esta razón, y como una primera aproximación, se

debe estimar cuánto podría ser el aumento en las ventas de GLP debido a la

decisiones propias de los actores económicos, y determinar si este efecto rebaza o no

las estimaciones de demanda de largo plazo.

Para realizar esta aproximación se utiliza el documento titulado “Statistical Review of

Global LPG, 2019”, realizado por la empresa ARGUS Media, especialista en el

mercado de combustibles fósiles y energía. En la página 27 de ese reporte aparece

una tabla con datos de automóviles que utilizan GLP (autogas) para varias regiones del

planeta, así como su consumo promedio de ese producto. El cuadro N°6 siguiente

muestra esos valores para Centroamérica y Suramérica.

Cuadro N° 6. Cantidad estimada de autos que usarán GLP en la región de Centroamérica y Latinoamérica (MM autos)

PAÍS Flotilla total Flotilla a GLP Porcentaje autos a GLP

Chile 5 500 000 23 491 0,4%

Costa Rica 1 554 846 9 200 0,6%

RP 4 350 884 225 000 5,2%

Ecuador 2 267 344 4 800 0,2%

Guatemala 3 540 000 5 500 0,2%

Honduras 1 641 791 61 000 3,7%

México 47 790 000 420 000 0,9%

Paraguay 1 312 517 11 000 0,8%

Perú 6 060 000 240 000 4,0%

TOTAL: 74 017 382 999 991 16%

Promedio 8 224 154 111 110 1,8%



35

Como se observa del Cuadro N°6, el porcentaje de uso de GLP en automóviles para

Costa Rica (0,6%) es menor que el promedio de los países latinoamericanos

mostrados (1,8%). Se utilizará este promedio como una primera aproximación en los

cálculos de demanda agregada de GLP. Con este dato y la información proporcionada

en el Anuario 2018 de RITEVE, página 62, se establece la cuota de consumo de GLP

conforme al tipo de vehículo en el país. El cuadro N°7 muestra las cifras mencionadas.

Cuadro N° 7. Estimación porcentual del consumo de GLP en Costa Rica según tipo de vehículo

Tipo de vehículo N° de autos a

GLP

Desglose porcentual de autos que usan

GLP

Estimación porcentual con

respecto al promedio

latinoamericano

Automóviles 2 048 52,6% 0,932%

Carga liviana<3500 kg 522 13,4% 0,237%

Motos

4 0,1% 0,002%

Taxis

1 275 32,7% 0,580%

Carga pesada

4 0,1% 0,002%

Transporte servicios especiales y colectivos 43 1,1% 0,020%

TOTAL: 3 896 100,0% 1,8%

Realizando la suposición de que este porcentaje de penetración del 1,8%, se mantiene

constante a través del período de evaluación, se realiza el estimado de cuánto más

sería el consumo de GLP con respecto al intervalo medio de demanda dado en las

proyecciones del ICAP, 2019-2039. El gráfico de la Figura N°8 muestra esta demanda

así calculada.



36

Figura N°7. Demanda agregada de GLP incentivada por políticas gubernamentales (1,8%)

Si Costa Rica pretende llegar a las metas de descarbonización de su economía en el

año 2050, las políticas que incentiven el uso de combustibles más amigables con el

medio ambiente deben ser más incisivas en cuanto al alcance e información del público

en general. Si esto se logra, la demanda agregada estimada debería ser mayor a lo

mostrado en la Figura N°8.

Bajo el supuesto de mayor incentivo para el consumo de GLP en el parque automotor,

se realiza una segunda aproximación sumando un factor 1,9%15

al promedio calculado

anteriormente, con lo que se llega a un mercado objetivo de 3,7% sobre la demanda

media esperada. Con ello se podría llegar a cifras de uso de GLP en automóviles

cercanas a las de países como Honduras, Perú y República Dominicana. (Cuadro N°6)

15 Desviación estándar de los porcentajes mostrados en el Cuadro N°6.

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

700.000

20

00

20

02

20

04

20

06

20

08

20

10

20

12

20

14

20

16

20

18

20

20

20

22

20

24

20

26

20

28

20

30

20

32

20

34

20

36

20

38

m3

Percentil 2,5%

P50%

Percentil 97,5%

GLP agregado



37

Figura N°8. Demanda agregada de GLP incentivada por políticas gubernamentales (3,7%)

Se observa que si eventualmente el gobierno hace un esfuerzo en este tema, la

demanda agregada estaría subiendo ligeramente sobre la media. Como este estudio se

vincula profundamente con lo propuesto en el Plan de Descarbonización y en el Plan

Nacional de Desarrollo, según se menciona en el Capítulo 2 y bajo una premisa

conservadora, se utiliza el escenario alto de demanda como la máxima cantidad de

GLP que el país puede consumir si se hacen efectivas las políticas gubernamentales

para el uso de combustibles alternativos. Con ello se analiza el efecto máximo, en el

escenario actual, que podría afectar los análisis financieros del estudio, tal y como se

abordará en el capítulo 5.

3.2 Oferta

En esta sección se analizará brevemente la oferta internacional de productos limpios16

presentes tanto en el Pacífico como el Atlántico americano; no se toman en cuenta

16 En el contexto de este estudio y de RECOPE, se conocen como productos limpios a las gasolinas y

diesel

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

700.000

20

00

20

02

20

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30

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20

34

20

36

20

38

m3

Percentil 2,5%

P50%

Percentil 97,5%

GLP agregado



38

otros mercados, como los europeos o asiáticos, ya que históricamente RECOPE

compra muy poco de ellos tanto en frecuencia como en cantidad.

3.2.1 Proveedores en el Pacífico

La costa oeste de los Estados Unidos está geográficamente aislada de los otros

centros de refinación de EE. UU., especialmente de la Costa del Golfo, donde se ubica

el 52% de la capacidad de refinación de ese país. Adicionalmente, aunque los

diferentes sistemas de poliductos pueden mover productos desde la costa del Golfo

hasta el norte del puerto de Nueva York, no hay tuberías que crucen las Montañas

Rocosas para mover el producto hacia la costa oeste.

En la figura siguiente se ubican las refinerías de la costa oeste de EE. UU. y sus

operadores; estas refinerías se ubican en los estados de Alaska, Arizona, California,

Hawái, Nevada, Oregon y Washington. De estos operadores, seis se encuentran

registrados como proveedores de RECOPE17. Para el 2018, el número de refinerías

que se encontraban operando era de 29, y su número ha ido en descenso desde 1982.

17 https://www.eia.gov/dnav/pet/pet_pnp_cap1_dcu_R50_a.htm

https://www.eia.gov/dnav/pet/pet_pnp_cap1_dcu_R50_a.htm



39

Figura N°9. Refinerías ubicadas en la costa este de Estados Unidos

Fuente: La Administración de información de Energía de EE.UU. -eia

En Suramérica se encuentran las refinerías de Ecuador, Perú y Colombia; en el caso

de PETROECUADOR, sus refinerías tienen excedentes para exportación únicamente

de fue oil (#4 y #6) y exportan dos tipos de crudo (Oriente y Napo). Aun cuando el

tiempo de viaje de Ecuador a Caldera no es un problema en este caso, la calidad

requerida por RECOPE no es posible conseguirla en este país.

En Perú, la empresa estatal PETROPERÚ posee cuatro refinerías: Talara, Conchán,

Iquitos y el Milagro; sus productos principales de exportación son el fuel oil y la nafta,

además de volúmenes pequeños de Jet A-1, asfalto, diésel # 2 e IFO´s. Colombia por

su parte solamente exporta Fuel Oil N°6. No obstante, la Dependencia de Comercio

Internacional de Combustibles de RECOPE indica que en general, la calidad de

combustibles requeridos por RECOPE no es de fácil adquisición en Suramérica.



40

3.2.2 Proveedores por el Atlántico

La gran mayoría de las importaciones de combustibles que realiza RECOPE, provienen

de la Costa del Golfo de los Estados Unidos. Esto debido a dos factores principales, el

primero es por las especificaciones de calidad que Costa Rica adoptó con respecto a

las gasolinas y el diésel; el segundo se da por la alta producción de crudo y gas de

esquisto, que subieron los inventarios de crudo y por lo tanto aumentó la producción de

gasolinas y diésel, incrementando la oferta; además el uso de ese gas como

combustible de producción hizo que los costos de refinación se abarataran, ofreciendo

buenos precios en el mercado. (RECOPE, 2017).

Figura N°10. Importaciones totales de productos según país

Fuente: Dependencia de Comercio Internacional

RECOPE posee una lista de proveedores internacionales de combustibles, que en su

mayoría operan en el Atlántico. Se realizan licitaciones internacionales y se invitan a

esos proveedores, el ganador obtiene un contrato, por lo general de un año, para suplir

productos con la calidad y frecuencia requerida.

0

5.000.000

10.000.000

15.000.000

20.000.000

25.000.000

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

BA

RR

ILES

EstadosUnidos

TrinidadandTobago

Panama



41

A continuación se presenta una lista de proveedores en el año 2018:

Cuadro N° 8. Lista de algunos proveedores de hidrocarburos a RECOPE

Proveedor País Producto

VALERO MARKETING & SUPPLY CO.

Estados Unidos Diésel 50 ppm, Jet A-1,

Gasolina RON 95

CARIB LPG TRADING LTD.

Estados Unidos GLP

GEOGAS TRADING S.A Trinidad y Tobago GLP

GLENCORE LTD Estados Unidos Diésel 50 ppm

LUKOIL PAN AMERICAS LLC

Estados Unidos Gasolina RON 91, Gasolina

RON 95

ATLANTIC TRADING & MARKETING INC.

Estados Unidos Diésel 50 ppm

PBF HOLDING COMPANY LLC

Estados Unidos Diésel 50 ppm

PUMA ENERGY Guatemala AvGAs

Fuente: Dirección de Comercio Internacional de Combustibles

Mercados de referencia para GLP18

Los principales productores de GLP son: Estados Unidos, China, Arabia Saudita, Rusia

y EAU, con una cuota de producción total del 52,7%. EE.UU. es el principal exportador

y Mont Belvieu (MB) es su mercado predominante para las transacciones de la región.

Los precios se indexan con base en cotizaciones de ducto o terminal MB y no existen

precios de contrato para propano y butano; en general son los precios más bajos del

mundo. El mercado de la Costa del Golfo es el que se presenta como mejor opción

para Costa Rica, según recomendación de Argus Media, año 2017.

Mercados de referencia para las cotizaciones de GLP:

18 Tomado de Estudio sobre la optimización de las operaciones de importación de GLP de RECOPE. ARGUS, 2017



42

Golfo de México (Mont Belvieu)

Medio Oriente

Europa Noroccidental

Asia Pacífico

Otros países con potencial suministro

Brasil podría ser un eventual proveedor de GLP, aunque el crudo que se extrae costa

afuera (offshore) es crudo pesado y por lo tanto tiene menor capacidad de producir

GLP que otros crudos más livianos. Desde el 2008, su producción de GLP ha venido

decreciendo y su consumo va en aumento, lo que lo ha convertido en importador.

Colombia tiene producciones bajas de GLP que se prevé vayan disminuyendo en los

próximos años, dada la expectativa de los precios del petróleo y el agotamiento de los

campos existentes. La mayor parte de las exportaciones van hacia Ecuador y

Venezuela.

Por otra parte, Argentina tiene un potencial para el suministro, pero su creciente

demanda y la explotación estable de los pozos, hacen que la exportación disminuya.

Las distancias de los puertos argentinos a Centroamérica, mayores que desde la Costa

del Golfo, y la creciente demanda de Chile y Brasil, hacen que dentro de la oferta

regional, el suministro desde Argentina sea difícil.

Proveedores regionales

EE.UU. y Canadá probablemente sean los productores que aumentarán su cuota en

América. Los avances tecnológicos han permitido la explotación de las formaciones de

esquisto. La producción de Canadá se encuentra en su costa oeste por lo que es muy

difícil el acceso a los puertos del Atlántico, haciendo muy limitada o casi nula su

capacidad de exportación.

EE.UU. cuenta con una gran infraestructura para la exportación de petróleo, GLP y

GNL; muchas de las instalaciones para almacenamiento y transporte de importaciones



43

se han transformado para poder exportar. Se prevé que en los próximos años EE.UU.

seguirá siendo el principal proveedor de GLP para Centro, Sudamérica y el Caribe.

La producción de GNL de Trinidad y Tobago irá disminuyendo a medida que sus

yacimientos se vayan agotando. Posee reservas de GLP que lo mantendrán como

actor primario en el mercado, pero su producción irá decayendo hasta que su

importancia sea secundaria, a menos de que se logren encontrar y explotar otros

yacimientos. Los tiempos de tráfico entre T&T y Costa Rica son muy similares a

aquellos entre la Costa del Golfo y Costa Rica.

Nigeria es un proveedor con capacidad de exportar GLP desde la planta de Bonny. El

país es rico en yacimientos pero mantiene una inestabilidad política que hace muy

difícil realizar inversiones significativas allí. Sus exportaciones se dirigen principalmente

a Europa y Asia, y probablemente seguirá siendo de esta forma si la producción de

EE.UU. produce al ritmo actual.

Terminales exportadoras de GLP en EE.UU

Se mencionan a continuación las siete terminales de exportación de GLP ubicadas en

Houston, debido a que es en ese lugar donde se concentra la mayor capacidad

exportadora de EE.UU:

Terminal de Enterprise en Morgan´s Point

Capacidad al 2015 es de 2,5 MM m3/ mes (16 MM barriles/mes, 16 MM ton/a)

Terminal Targa en Galena Park

Capacidad al 2016: 1,0 MM m3/mes (6,5 MM barriles/mes, 6,6 MM Ton/a)

Terminal de Sunoco Logistics en Nederland, Texas

Capacidad al 2015: 1,0 MM m3/mes (6 MM barriles/mes, 6,1 Ton/a)



44

Terminales exportadores en T&T

Terminal Phoenix Park

Capacidad de almacenamiento de 0,2 MM m3/mes (1,25 MM barriles, 1,2 MM

ton/año). No hay planes de expansión de instalaciones.

Refinería Pointe-a-Pierre Petrotrin

Capacidad de producción total: 0,8 MM m3/mes (5,0 MM barriles/mes, 5,1 MM

ton/año)

África Occidental

Terminal Bonny Island Nigeria GNL: 10 MM m3/año (63 MM barriles/mes 54 MM

ton/a)

Terminal Soyo de Angola GNL: 2,75 MM m3/mes (17,3 MM barriles/mes, 15 MM

ton/a)

3.3 Distribución de combustible

En la distribución de gasolinas y diésel, la cadena se compone de cuatro operadores:

RECOPE, transportistas, peddlers y estaciones de servicio; la repartición a través del

país se hace a través del poliducto y las terminales de distribución, desde Limón a

Barranca. En cuanto a la cadena de distribución del GLP, el Reglamento General para

la Regulación del Suministro de Gas Licuado de Petróleo19, la estructura de la

siguiente forma tomando en cuenta los agentes presentes en la misma:

Cliente directo: Persona física o jurídica autorizada a adquirir GLP al

mayoreo directamente en las terminales de distribución de RECOPE para

autoconsumo.

Concesionario operador de plantas envasadoras: Persona física o

19 Publicada en la Gaceta del jueves 17 de mayo del 2018, entrando a regir ese mismo año.



45

jurídica propietario de una o varias plantas envasadoras, titular de una

concesión que lo habilita a ejecutar la actividad de envasado.

Distribuidor: Persona física o jurídica para ejecutar la actividad de

distribución para uno o varios concesionarios operadores de plantas

envasadoras.

Concesionario de estación de servicio de GLP o mixta: Persona física o

jurídica propietaria de una o varias estaciones exclusivas o mixtas que

expenden GLP a vehículos automotores con sistema de GLP para

movilización.

Comercializador: Persona física o jurídica habilitada para realizar la

actividad de comercialización para uno o varios distribuidores.

Transportistas: Se encarga de realizar el servicio de transporte para uno o

varios concesionarios de plantas envasadoras y de estaciones de servicio,

distribuidores, comercializadores y clientes directos.

Lo anterior se puede quedar esquematizado en la Figura No11 siguiente.



46

Figura N°11. Cadena de distribución de GLP en Costa Rica (

Fuente: Elaboración propia con referencia al Decreto Ejecutivo N° 41150-minae-s, regulación de GLP 2018

Por otra parte, según el reporte anual de GLP de la ARESEP del año 2017, los

distribuidores y detallistas de GLP se localizan en su mayor parte en el valle central; en

menor cantidad se ubican hacia la zona norte del país. En la zona caribeña existen muy

pocos distribuidores, mientras que en el pacífico sur, su presencia es prácticamente es

nula. La Figura N°12 muestra aproximadamente esta distribución descrita.



47

Figura N°12. Distribución aproximada de distribuidores y detallistas de GLP

Fuente: Informe de calidad de GLP, 2017. ARESEP

3.4 Precios internacionales

En este apartado se analizará brevemente la evolución de los precios de los diferentes

productos que interesan en el estudio, tomando como base datos históricos y

proyecciones de precios. Los datos históricos provienen de las bases de datos de la

Dependencia de Comercio Internacional, mientras que las proyecciones para producto

limpio fueron realizadas por la empresa Pira Energy para RECOPE en el año 201920

.

3.4.1 Precios históricos

En el gráfico de la Figura N°13, se pueden observar los precios CIF históricos desde el

año 2014 hasta el 2018, referidos a la Costa del Golfo. Estos precios incluyen los

impuestos de importación para aquellos productos a los que se les aplica.

20 Estos precios se presentan en el Anexo II.



48

Figura N°13. Evolución de precios de importación para productos limpios y GLP

Fuente: Elaboración propia con datos de la Dependencia de Comercio Internacional

Se observa una situación particular en el gráfico anterior, la caída en los precios en los

años 2015 y 2016 con respecto al 2014; esto debido a la sobre oferta de crudo

producto del fracking en Estados Unidos, que lleva a este país a ser un actor

importante en la fijación del precio internacional. (Dobrinescu, 2015). Otro aspecto

importante que influyó en la caída, fue la desaceleración de la economía de los países

exportadores, unido con el poco crecimiento de aquella de los países importadores.

(Stocker, 2018).

3.4.2 Proyección de precios

En cuanto al pronóstico de los precios del mercado, la Figura No13 siguiente muestra

una proyección hasta el año 2037 en un escenario probable21

; se observa que estos

precios crecerán a un 2% anual en todos los productos. Se espera que los países

21 Estos pronósticos se toman de la proyección realizada por PIRA, proporcionado por la Dependencia de

Comercio Internacional, en moneda constante 2019

0

20

40

60

80

100

120

140

2014 2015 2016 2017 2018

CIF

($

/bb

l) DIESEL

LPG

GASOLINA RON 91

GASOLINA RON 95



49

productores mantengan estables sus cuotas de mercado, y que los países

importadores mantengan un crecimiento razonable de sus economías.

Figura N°14. Proyecciones de precios internacionales para productos limpios

Fuente: PIRA

No se cuenta con una proyección de precios internacionales de GLP; sin embargo se

puede estimar el precio futuro del GLP a partir de las proyecciones de precio de crudo

Brent, calculando un diferencial entre los precios históricos de ambos. Se debe aclarar,

que aunque es un método útil para realizar proyecciones a corto y mediano plazo, se

deben tomar los datos de forma conservadora ya que el GLP importado de la Costa del

Golfo proviene principalmente del Gas Natural y su precio cada vez más se indexa al

de este último.

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

140,00

160,00

CIF

($

/bb

l)

GASOLINASUPER

GASOLINAPLUS 91

DIESEL 50PPM

JET A-1



50

Cuadro N° 9. Proyección de precios internacionales para el GLP indexado al crudo Brent

CRUDO BRENT

GLP

FOB ($/bbl) FOB ($/bbl) FLETE SEGURO IMPUESTO DE IMPORTACIÓN

CIF ($/bbl)

2019 67,96 39,33 6,83 0,030 Exonerado 46,19 2020 72,54 43,92 6,83 0,033 Exonerado 50,78 2021 66,92 38,29 6,83 0,030 Exonerado 45,15 2022 63,85 35,23 6,83 0,028 Exonerado 42,09 2023 61,73 33,10 6,83 0,026 Exonerado 39,96 2024 63,03 34,41 6,83 0,027 Exonerado 41,27 2025 64,26 35,64 6,83 0,028 Exonerado 42,49 2026 65,55 36,92 6,83 0,029 Exonerado 43,78 2027 66,85 38,23 6,83 0,030 Exonerado 45,09 2028 68,22 39,60 6,83 0,031 Exonerado 46,46 2029 69,55 40,93 6,83 0,031 Exonerado 47,79 2030 70,96 42,33 6,83 0,032 Exonerado 49,19 2031 72,39 43,76 6,83 0,033 Exonerado 50,63 2032 73,76 45,14 6,83 0,034 Exonerado 52,00 2033 75,27 46,65 6,83 0,035 Exonerado 53,51 2034 76,77 48,15 6,83 0,036 Exonerado 55,02 2035 78,40 49,78 6,83 0,037 Exonerado 56,64 2036 79,90 51,28 6,83 0,038 Exonerado 58,15 2037 81,45 52,83 6,83 0,039 Exonerado 59,70 2038 82,28 53,70 6,83 0,040 Exonerado 60,56 2039 83,11 54,59 6,83 0,040 Exonerado 61,42

Fuente: Elaboración propia a partir de datos proporcionados por la Dependencia de Comercio Internacional de

Combustibles

3.4.2 Paso por el canal de Panamá y extramillaje marítimo

Si eventualmente un buque no puede atracar en Moín y se debe realizar la descarga lo

más pronto posible, entonces debe recorrer el trayecto hasta Puntarenas transitando el

Canal de Panamá, lo cual agregaría aproximadamente 6 días más en el trayecto total

del buque. Un lapso similar sería necesario si el buque transitara desde la Costa del

Golfo de los Estados Unidos hasta Caldera. El costo incremental podría ser



51

considerable, pudiendo sobrepasar los dos dólares por barril por extramillaje (Cuadro

N°4) y un dólar por el paso por el Canal de Panamá.

Se presenta a continuación el ejemplo del barco Hafnia Hong Kong, cuyo costo por

solamente cruzar el Canal de Panamá asciende a $352.653.

Cuadro N° 10. Costo tarifario por cruzar el Canal de Panamá

Fuente: Dependencia de Comercio Internacional de Combustibles, RECOPE

Como una aproximación, y basados en el cuadro 3.13 del documento “Perfil técnico y

financiero del proyecto Terminal Pacífico I Etapa”, realizado por la Dirección de

Planificación en el año 2009; el costo incremental22

de importar desde USGC hasta

Caldera (monoboya) con respecto a importar por Moín sería del orden de los 2,5

US$/barril para productos limpios y de hasta 4,5 US$/barril para GLP.

22 Dato actualizado al 2018.



52

Cuadro N° 11. Valores diferenciales de fletamento marino entre Moín y Caldera

Producto Flete Moín (US$/bbl)

Flete Caldera (US$/bbl)

Diferencial

Gasolina 1,1 3,54 2,44

Diésel 1,24 4,01 2,77

GLP 6,05 10,57 4,55

Fuente: Chaverri, 2009



53

4. ESTUDIO TÉCNICO

En el apartado 2.3 se establecen las dos alternativas que se consideran para análisis

en este estudio:

Alternativa N°1. Mantener la importación de productos por el Caribe (100%),

a la vez que se aumenta la capacidad de almacenamiento de GLP en la

terminal Moín, haciendo las compras de combustibles mayormente en la

Costa del Golfo.

Alternativa N°2. Aumentar la capacidad de almacenamiento de GLP en la

terminal de Barranca, implementando una terminal de importación en el

Pacífico. Se abastecería el 70% del producto por Moín y el 30% por la nueva

terminal. Las compras se realizan mayormente en la Costa del Golfo, pasando

por el Canal de Panamá.

La alternativa N°1 corresponde a seguir desarrollando el parque de almacenamiento en

Moín, con la construcción de más cantidad de esferas (o tanques semirefrigerados). La

ventaja que se obtiene de esta alternativa es que todos los sistemas de importación,

auxiliares, sistemas contra incendios, etc., ya existen y la inversión en ellos sería poca,

solamente se debe analizar cómo se realizaría la integración de los nuevos tanques a

la totalidad del conjunto.

Para la alternativa N°2 se plantea la implementación de un sistema de atraque e

importación costa fuera, que comprende una monoboya unida a un manifold marino

(PLEM23

); este último se conecta a dos tuberías marinas enterradas, una exclusiva para

productos limpios y la otra para GLP. Estas tuberías se unen a las respectivas

terrestres del poliducto que dirigen los productos a una estación de rebombeo; para

que se puedan enviar a la terminal Barranca, en donde serán almacenados para su

venta o transferencia.

23 Pipe Line End Manifold (Cabezal Final de Línea Marina)



54

Con respecto al alcance del proyecto para producto limpio (gasolinas, diésel) indicado

en la Alternativa N° 2, se ha conceptualizado para propósitos estratégicos (evitar

desabastecimiento país) y por lo tantp se programen operaciones mínimas ocasionales

(máximo 4 al año) para afrontar los periodos de mal tiempo en el Caribe. No será por

tanto, una operación regular económica eficiente, pues la prioridad es racionalizar la

inversión y dotar al país de las facilidades mínimas en caso de que se requiera

importar producto limpio por el pacífico para hacer frente a una crisis o calamidad en el

único punto de entrada que se dispone actualmente.

4.1 Tamaño del proyecto

El tamaño de la obra se establece a partir de la demanda de GLP proyectada; se

pretende que el GLP sea importado de manera regular por el Pacífico, mientras que

para el producto limpio se haría solamente en casos muy ocasionales o de emergencia.

El almacenamiento para producto limpio seguirá renovándose y creciendo tal y como lo

estipula el documento Ampliación de la capacidad de almacenamiento de combustibles

en las terminales de RECOPE (Plan de Tancaje, el cual se encuentra actualmente en

proceso de revisión y será concluido en marzo de 2020).

Como el propósito es racionalizar la inversión y tener capacidad de recibo en caso de

calamidad o emergencia en el Caribe, es necesario que la Terminal Pacífico sea la

primera en abastecer la totalidad de la demanda nacional para liberar espacio y poder

recibir al menos cargamentos de 80 000 barriles de cada gasolina y 160 000 barriles de

diésel. En situación de emergencia, el costo incremental asociado a recibir buques por

el pacífico, debido a extramillaje marítimo, paso por el Canal de Panamá y flete muerto,

pasa a un segundo plano. Lo importante es mantener asegurado el suministro al país y

evitar el costo de un desabastecimiento. Este tema será abordado con detalle en el

Capítulo 6.

4.1.2 Almacenamiento GLP

Como se mencionó en el apartado 3.1.1, a la demanda de GLP se le debe agregar

aquella que corresponde a la aplicación de políticas públicas para el uso de



55

combustibles alternativos en el transporte terrestre, así como las tendencias históricas

del mercado local. Para efectos del estudio, el uso del escenario de demanda alta dado

en el informe del ICAP, es una estimación optimista y razonable para los cálculos

determinísticos posteriores, pues parte de mercados objetivos modestos tal y como se

explicó en el Cuadro N°8. En cualquier caso, el análisis probabilístico tendrá en cuenta

la sensibilidad con respecto a la demanda en sus escenarios bajo, medio y alto.

Para poder estimar el almacenaje de GLP se ha creado un modelo que toma en cuenta

las variables que influyen en su estimación. En este modelo se pueden combinar las

variables en distintos escenarios, y se puede utilizar tanto para determinar el

almacenamiento en Moín como en Barranca. Se muestra a continuación, tanto para

Moín como para Barranca, la estimación del almacenamiento contemplando los

siguientes valores de dichas variables.

Inventario de seguridad de 8 días.

Inventario medio operativo de al menos 16 días24

Frecuencia de importación recomendada de 2 veces por mes.

Se toman esferas presurizadas de 4.000 m3 (25 mil barriles).

Las esferas se llenan a un 90% de su capacidad nominal25

.

Siempre se mantiene como mínimo una esfera vendiendo.

En la Alternativa N°2 se supone que la demanda de GLP del país se reparte

en un 70%-30% entre la Terminal Moín y la Terminal Pacífico,

respectivamente.

Se presentan a continuación las dos alternativas de almacenamiento, tanto en Moín

como en Barranca.

1. Implementación de cuatro (4) esferas de 25 mil barriles en Moín.

2. Implementación de cuatro (4) esferas de 25 mil barriles en Barranca.

24 El inventario medio operativo incluye los 8 días del inventario de seguridad.

25 Actualmente se trabajan a un 80% de su capacidad. La idea es que para esta nueva terminal la

filosofía de operación utilice un 90%.



56

Por lo tanto, en la primera y segunda alternativa habría un total de once (11) esferas de

GLP incorporadas al SNC.



57

Cuadro N° 12. Análisis de desempeño de la Terminal Moín incorporando cuatro (4) esferas adicionales al parque

existente de siete (7) esferas

AÑO

Venta estimada diaria promedio

RECOPE (m3/día)

Volumen para inventario de

seguridad (m3)

Volumen total bruto

existente(m3)

Volumen bruto nuevo

total (m3)

Volumen total bruto (m3)

Inventario medio

operativo (días)

Volumen neto (m3)

Volumen de importación

(m3)

Días de ventas (días)

Número de fletes por

mes

2023 1 540 12 324 23 697 16 000 39 697 16 35 728 23 404 15,2 2

2024 1 581 12 644 23 697 16 000 39 697 15 35 728 23 084 14,6 2

2025 1 621 12 965 23 697 16 000 39 697 15 35 728 22 763 14,0 2

2026 1 661 13 285 23 697 16 000 39 697 15 35 728 22 442 13,5 2

2027 1 701 13 606 23 697 16 000 39 697 15 35 728 22 122 13,0 2

2028 1 741 13 927 23 697 16 000 39 697 14 35 728 21 801 12,5 2

2029 1 781 14 247 23 697 16 000 39 697 14 35 728 21 481 12,1 2

2030 1 821 14 568 23 697 16 000 39 697 14 35 728 21 160 11,6 2

2031 1 861 14 888 23 697 16 000 39 697 14 35 728 20 839 11,2 2

2032 1 901 15 209 23 697 16 000 39 697 13 35 728 20 519 10,8 2

2033 1 941 15 530 23 697 16 000 39 697 13 35 728 20 198 10,4 2

2034 1 981 15 850 23 697 16 000 39 697 13 35 728 19 878 10,0 2

2035 2 021 16 171 23 697 16 000 39 697 13 35 728 19 557 9,7 2

2036 2 061 16 491 23 697 16 000 39 697 13 35 728 19 236 9,3 3

2037 2 101 16 812 23 697 16 000 39 697 13 35 728 18 916 9,0 3

2038 2 142 17 133 23 697 16 000 39 697 12 35 728 18 595 8,7 3

2039 2 182 17 453 23 697 16 000 39 697 12 35 728 18 275 8,4 3



58

Incorporando cuatro (4) esferas más de 25 mil barriles (4.000 m3) se llega a un total de

11 en Moín. Esto permitiría que se hicieran dos fletes por mes hasta el año 2029

aproximadamente; después de ese año se debería implementar más inventario si la

tendencia de consumo continúa con lo estimado y si se quiere mantener el fletamento a

dos veces por mes.

La alternativa Nº2, desarrollar Barranca, implica que Moín se quedaría con siete (7)

esferas y que su crecimiento en ese aspecto llegaría hasta ahí; el resto de

almacenamiento sería implementado en la terminal Barranca, en donde se realizaría

toda la infraestructura necesaria para la importación, recibo y venta de GLP. En el

cuadro siguiente se muestra el caso para cuatro (4) esferas.



59

Cuadro N° 13. Análisis de desempeño de la terminal Pacífico con cuatro (4) esferas de 25 mil barriles, tomando en cuenta el efecto de la operación de las

siete (7) esferas existente en Moín

AÑO

Demanda diaria

promedio (m3/día)

Volumen para

inventario estratégico

(m3)

Volumen nuevo total (m3)

Volumen neto (m3)


(m3)

Días de Inventario

medio operativo

Número de días

de ventas

Número de

fletes por mes

2023 462 3 697 16 000 14 400 10 703 20 23 1

2024 474 3 793 16 000 14 400 10 607 19 22 1

2025 486 3 889 16 000 14 400 10 511 19 22 1

2026 498 3 986 16 000 14 400 10 414 18 21 1

2027 510 4 082 16 000 14 400 10 318 18 20 1

2028 522 4 178 16 000 14 400 10 222 18 20 1

2029 534 4 274 16 000 14 400 10 126 17 19 1

2030 546 4 370 16 000 14 400 10 030 17 18 1

2031 558 4 466 16 000 14 400 9 934 17 18 1

2032 570 4 563 16 000 14 400 9 837 17 17 1

2033 582 4 659 16 000 14 400 9 741 16 17 1

2034 594 4 755 16 000 14 400 9 645 16 16 1

2035 606 4 851 16 000 14 400 9 549 16 16 2

2036 618 4 947 16 000 14 400 9 453 16 15 2

2037 630 5 044 16 000 14 400 9 356 15 15 2

2038 642 5 140 16 000 14 400 9 260 15 14 2

2039 654 5 236 16 000 14 400 9 164 15 14 2

Del cuadro anterior se concluye que, para una repartición del mercado 70% - 30%,

incorporar 4 esferas en Barranca no hace que el número de fletes mensuales

sobrepase de 2 (dos) en esa terminal. Sin embargo, con esta cuota de mercado, la

terminal de Moín se ve de alguna forma estresada puesto que llegará un momento en

que el número de fletes sobrepasará los dos por mes, pudiendo llegar hasta cuatro (4),

como se observa en el cuadro 15 siguiente.



60

Cuadro N° 14. Análisis del desempeño de la terminal Moín con las siete (7) esferas existentes, con el efecto de disponer de cuatro (4) esferas de 25 mil

barriles en Terminal Pacífico

AÑO

Demanda diaria

promedio (m3/día)

Volumen para


(m3)

Volumen total

existente(m3)

Volumen neto (m3)


(m3)

Días de Inventario

medio operativo

Número de días

de ventas

Número de

fletes por mes

2023 1 078 8 626 23 697 21 328 12 701 14 12 2

2024 1 106 8 851 23 697 21 328 12 477 14 11 2

2025 1 134 9 075 23 697 21 328 12 252 13 11 2

2026 1 162 9 300 23 697 21 328 12 028 13 10 2

2027 1 191 9 524 23 697 21 328 11 804 13 10 2

2028 1 219 9 749 23 697 21 328 11 579 13 10 3

2029 1 247 9 973 23 697 21 328 11 355 13 9 3

2030 1 275 10 197 23 697 21 328 11 130 12 9 3

2031 1 303 10 422 23 697 21 328 10 906 12 8 3

2032 1 331 10 646 23 697 21 328 10 681 12 8 3

2033 1 359 10 871 23 697 21 328 10 457 12 8 3

2034 1 387 11 095 23 697 21 328 10 233 12 7 3

2035 1 415 11 320 23 697 21 328 10 008 12 7 3

2036 1 443 11 544 23 697 21 328 9 784 11 7 4

2037 1 471 11 768 23 697 21 328 9 559 11 6 4

2038 1 499 11 993 23 697 21 328 9 335 11 6 4

2039 1 527 12 217 23 697 21 328 9 110 11 6 4

Si en cambio, la participación del mercado se hace 50%-50%, entonces la terminal de

Moín queda desahogada, pudiendo mantener un número de fletes mensuales igual a

dos; sin embargo, si en la terminal de Barranca solamente se construyen cuatro esferas

y se mantiene esta cuota de ventas, entonces esta se vería comprometida puesto que

al año 2026 el número de fletes mensuales llegará a tres y a cuatro en el año 2033

(Cuadro N°16). Si se incorporan 7 esferas en lugar de cuatro, entonces el terminal

Barranca se ve más holgado, pudiendo mantener un número de máximo de dos fletes

por mes hasta el año 2039 (Cuadro N°17).



61

Cuadro N° 15. Análisis del desempeño de la terminal Moín con las siete (7) esferas existentes con el efecto de distribuir las ventas nacionales 50%-50%

AÑO

Demanda diaria

promedio (m3/día)

Volumen para


(m3)

Volumen total

existente(m3)

Volumen neto (m3)


(m3)

Días de Inventario

medio operativo

Número de días

de ventas

Número de

fletes por mes

2023 770 6 162 23 697 21 328 15 166 18 20 1

2024 790 6 322 23 697 21 328 15 006 17 19 1

2025 810 6 482 23 697 21 328 14 845 17 18 1

2026 830 6 643 23 697 21 328 14 685 17 18 1

2027 850 6 803 23 697 21 328 14 525 17 17 1

2028 870 6 963 23 697 21 328 14 364 16 17 1

2029 890 7 124 23 697 21 328 14 204 16 16 2

2030 910 7 284 23 697 21 328 14 044 16 15 2

2031 931 7 444 23 697 21 328 13 883 15 15 2

2032 951 7 604 23 697 21 328 13 723 15 14 2

2033 971 7 765 23 697 21 328 13 563 15 14 2

2034 991 7 925 23 697 21 328 13 403 15 14 2

2035 1 011 8 085 23 697 21 328 13 242 15 13 2

2036 1 031 8 246 23 697 21 328 13 082 14 13 2

2037 1 051 8 406 23 697 21 328 12 922 14 12 2

2038 1 071 8 566 23 697 21 328 12 761 14 12 2

2039 1 091 8 727 23 697 21 328 12 601 14 12 2



62

Cuadro N° 16. Desempeño de la Terminal Pacífico, con 4 esferas y una repartición de ventas 50%-50%

AÑO

Demanda diaria

promedio (m3/día)

Volumen para


(m3)

Volumen nuevo total (m3)

Volumen neto (m3)


(m3)

Días de Inventario

medio operativo

Número de días

de ventas

Número de

fletes por mes

2023 770 6 162 16 000 14 400 8 238 13 11 2

2024 790 6 322 16 000 14 400 8 078 13 10 2

2025 810 6 482 16 000 14 400 7 918 13 10 2

2026 830 6 643 16 000 14 400 7 757 13 9 3

2027 850 6 803 16 000 14 400 7 597 12 9 3

2028 870 6 963 16 000 14 400 7 437 12 9 3

2029 890 7 124 16 000 14 400 7 276 12 8 3

2030 910 7 284 16 000 14 400 7 116 12 8 3

2031 931 7 444 16 000 14 400 6 956 12 7 3

2032 951 7 604 16 000 14 400 6 796 12 7 3

2033 971 7 765 16 000 14 400 6 635 11 7 4

2034 991 7 925 16 000 14 400 6 475 11 7 4

2035 1 011 8 085 16 000 14 400 6 315 11 6 4

2036 1 031 8 246 16 000 14 400 6 154 11 6 4

2037 1 051 8 406 16 000 14 400 5 994 11 6 4

2038 1 071 8 566 16 000 14 400 5 834 11 5 4

2039 1 091 8 727 16 000 14 400 5 673 11 5 5

En el documento Perfil para el proyecto Terminal Pacífico, Etapa I, se determinó que el

óptimo económico de la Alternativa N°2 es construir 4 esferas en la Terminal Pacífico e

iniciar con una distribución de mercado bajo un esquema 70%-30%. De los cuadros

anteriores se visualiza que deberá haber una segunda etapa, en función del

crecimiento de la demanda, en la cual se tendría previsto la construcción de tres

esferas adicionales en el Pacífico. Pero eso se definirá en los años siguientes, una vez

que se analice el desempeño y la evolución de la demanda de GLP



63

4.1.3 Almacenamiento producto limpio disponible y proyectado para la

terminal Barranca

Para producto limpio, el crecimiento del almacenamiento en la terminal responderá a lo

establecido en el Plan de Tancaje, el cual se encuentra de proceso de revisión, por lo

que la construcción de más tanques de productos claros no forma parte del alcance de

este proyecto. Sin embargo, se van a construir 4 tanques de gasolinas de 8 mil m3

cada uno, aproximadamente (50.000 barriles)26

y se tienen 150.000 barriles de diésel

en Barranca. El plan de expansión se encuentra en elaboración y se podría incorporar

un tanque más de diésel de un tamaño similar que pueda recibir importaciones y

preparar los tanques de diésel existentes para recibir las mismas.

En un suceso que obligue a importar por el Pacífico, y dada la condición proyectada de

la terminal, la operación ship to ship mencionada anteriormente sería una opción viable

para poder traer producto por el Pacífico. Otra alternativa sería realizar una compra del

combustible en cuestión y enviarla directamente hacia la Terminal Pacífico, con el

tamaño de lote que allí se pudiera recibir; en caso de falta de capacidad de recibo en

tierra, el barco se retiraría a bahía unos días y volvería a entregar un segundo lote de

producto.

4.2 Localización

La macrolocalización se establece en Costa Rica, provincia de Puntarenas, Cantón de

Puntarenas, distrito Barranca. La microlocalización comprende a la actual terminal

Barranca, estación de rebombeo en Carrizal de Puntarenas, instalaciones costeras

para el desembarco de productos en playa Caldera, además de los derechos de vía del

poliducto que llevará producto hasta la terminal mencionada, que pasará a

denominarse Terminal Pacífico. La Figura No15 siguiente muestra la ubicación del

proyecto.

26 Actualmente se encuentran en la fase de diseño final.



64

Figura N°15. Localización del proyecto Terminal Pacífico

En las figuras siguientes se muestran las distribuciones de planta de los sistemas

actuales y nuevos que se incorporarían con el proyecto en estudio. Hacia el oeste de la

terminal se ubicarían todas las nuevas instalaciones de GLP: esferas, eventual planta

envasadora de cilindros, y cargaderos; siguiendo hacia el este, se mantendría un

espacio para el crecimiento futuro de la terminal en producto limpio.



65

Figura N°16. Distribución de planta proyectada para GLP en la Terminal Pacífico con su área de expansión futura

4.3 Alternativas tecnológicas para la descarga, almacenaje y

distribución de productos en la Terminal Pacífico

4.3.1 Descarga de productos

La alternativa escogida para esta factibilidad ha sido la implementación de sistemas de

atraque e importación costa afuera, la cual incluye las monoboyas y multiboyas.

Los sistemas de boyas consisten en equipos anclados al suelo marino a una cierta

distancia de la costa; su configuración puede ser de una sola boya (monoboya) o

multiboya. El sistema monoboya (SPM)27

consiste en un equipo que está

27 Single Point Mooring (Anclaje a punto único)



66

permanentemente anclada mediante varios cables o cadenas; una parte de la misma

puede girar 360° gracias a un conjunto de cojinetes (roles), permitiendo que el buque

anclado pueda girar libremente conforme los movimientos del mar.

Las características de la monoboya se enlistan a continuación:

Las partes que rotan están cubiertas y resguardadas del exterior.

Ofrecen fácil acceso desde embarcaciones para su mantenimiento.

Tienen un tiempo de vida largo, de aproximadamente 25 años.

Bajos costos de mantenimiento, pues sus piezas principales están

protegidas de la intemperie.

Son resistentes a colisiones con barcos.

Pueden ser equipadas con todos los dispositivos de seguridad,

instrumentación y acceso remoto que se requiera.

Posee un diseño que la hace estable ante eventuales accidentes.

Todas las piezas mecánicas están situadas en espacios confinados, para

evitar su daño.

Posee sistemas de detección de fugas y recuperación de líquidos

Mangueras con doble carcasa para su protección.

Mangueras de acople rápido para evitar los derrames.



67

Figura N°17. Sistema monoboya

Fuente: www.bluewater.com

El sistema multiboya consiste en un conjunto de boyas fijadas al suelo marino,

acomodadas de tal manera, que permitan el anclaje de los barcos ayudados por

remolcadores. Es especialmente útil cuando no hay muelles para atracar; el sistema de

anclaje y su arreglo se diseña para los requerimientos de los tanqueros y las

especificaciones medioambientales. Típicamente se diseñan para aplicaciones cerca

de la costa y aguas cuya profundidad no sea menor a 6 metros.



68

Figura N°18. Sistema de multiboya


Para la descarga de crudo y sus derivados, ambos sistemas se conectan al barco

mediante una manguera desde la boya; de esta última sale otra manguera hacia un

manifold marino o PLEM (Pipeline End Manifold) anclado al fondo marino. De este

sistema parten las líneas marinas que llegan hasta la playa, para su posterior bombeo

o distribución a los sistemas de almacenamiento.



69

Figura N°19. Conjunto monoboya y PLEM para descarga de combustibles


4.3.2 Tecnologías para el almacenamiento de productos

Para este apartado se hace referencia al documento llamado “Selección de tecnología

de almacenamiento en el nuevo parque de GLP en la terminal Barranca”, elaborado por

la Dirección de Planificación en el año 2009. Dicho estudio se basa en los informes

LPG Storage Study. Basic Engineering Process, de la empresa consultora Bohórquez

LTDA, realizado en el 2009 y “Análisis de consecuencias para diferentes tipos de

almacenamientos de GLP de la empresa RECOPE S.A. en Barranca”, 2009.

El análisis versa sobre tres tipos diferentes de almacenamiento: esferas presurizadas,

esferas semi refrigeradas y balas enterradas, que debían tener capacidad para albergar

150 mil barriles de producto. Se tomaron cinco criterios de comparación, tanto

cuantitativos como cualitativos, que luego fueron ponderados a través de indicadores y

ordenados en una matriz de decisión. Tales criterios son: bondad financiera, análisis de

riesgo, flexibilidad de operación, dificultad de mantenimiento, facilidad de ampliación

del almacenamiento.



70

Bondad financiera

Se busca con este criterio, encontrar el mejor valor actual neto (VAN) a partir de los

costos de operación y de inversión para todas las tecnologías, en un horizonte de 15

años. Este criterio toma en cuenta dos factores que ayudan a optimizar el tamaño de

los recipientes, factor por geometría y factor por temperatura; ayudando a determinar el

ahorro en flete para cada una de las tecnologías.

Análisis de riesgo

Con este criterio se cuantifica el riesgo mediante la definición del mismo, que es la

probabilidad de ocurrencia por el impacto. Los impactos fueron tomados del estudio de

la Universidad de Zaragoza, anteriormente mencionado, y las probabilidades se

tomaron de fuentes bibliográficas y en consultas con empresas especialistas. La

probabilidad de que ocurra un incidente es baja, siendo el más probable el incendio de

charco.

Flexibilidad de operación

Con este se determina las ventajas y desventajas operativas, tomando en cuenta el

número de recipientes, la capacidad de los mismos, condiciones de operación, etc.

Recipientes de gran capacidad pueden comprometer el inventario si el producto se sale

de especificación; por otra parte, muchos recipientes de menor tamaño no optimizan el

espacio ni la distribución del sistema. Inclusive, podría presentar dificultades a la hora

de realizar las importaciones, o en el proceso de control de calidad.

Dificultad de mantenimiento

Toma en cuenta criterios como el tipo de mantenimiento que se debe realizar conforme

el recipiente, la complejidad, la frecuencia y el costo; la cantidad de recipientes también

presenta dificultades, ya que un número mayor de tanques representan mayores costos

de mantenimiento. Los recipientes de semirefrigerados tienen una mayor complejidad

para su mantenimiento que sus pares presurizados, y debe ser más frecuente.



71

Facilidad de ampliación del almacenamiento

Este criterio se refiere a la posibilidad de poder aumentando el almacenamiento de

manera modular conforme el tiempo; los recipientes de menor tamaño son más útiles

para desarrollos de este tipo.

Almacenamiento recomendado

Como conclusión primordial del estudio de referencia, se determinó que esferas

presurizadas de 4.000 m3 (25.000 barriles) son la mejor opción para el sistema de

importación de GLP por el Pacífico. Para cada criterio aplicado en la matriz de

comparación, las esferas de 25 mil barriles obtuvieron los mejores puntajes en la

mayoría de casos, a excepción del criterio de riesgo en la operación, que resultó mejor

para los sistemas semirefrigerados. Este análisis ha sido revisado y se consideran sus

conclusiones vigentes a la fecha de este estudio.



72

5. ANÁLISIS FINANCIERO

El análisis financiero que a continuación se desarrolla, busca establecer, mediante la

comparación de los flujos financieros que corresponden a la Alternativa Nº1 y la

Alternativa Nº2, cuál sería el impacto al consumidor a través de la definición del

indicador de Costo Presente, ya sea que se implemente el proyecto en la terminal de

Moín o en la Terminal Pacífico.

El análisis financiero se basa principalmente en las inversiones que se tendrían que

hacer para implementar obras relacionadas con GLP. En Terminal Pacífico, la inversión

incluye infraestructura para productos limpios, dado el componente estratégico de este

proyecto, pero se hace la separación de las inversiones para efectos del análisis28

. Para

Moín, las inversiones están relacionadas con GLP solamente.

El estudio inicia con la presentación del estimado de inversión para GLP tanto en Moín

como en Terminal Pacífico, estableciendo las premisas para dicha estimación;

posteriormente se exponen los costos y beneficios que se consideran pertinentes a

cada una de las alternativas. Seguidamente se presentan los flujos de caja de impacto

al consumidor para cada alternativa y por último se presenta un análisis de riesgo

financiero basado en el flujo de caja incremental de impacto al consumidor.

Por último, es necesario señalar que en el perfil de este proyecto29

se realizó la

optimización financiera, dando como resultado que el óptimo financiero estaba en la

implementación de cuatro esferas de 25 mil barriles en Terminal Pacífico, en un

mercado en el cual le correspondía un 30% de las ventas, mientras que la Terminal

Moín mantenía un 70%.

28 El prorrateo de los costos de inversión se hace a través de un criterio técnico que fue ampliamente

discutido en una sesión de trabajo efectuada el día jueves 13 de febrero del 2020, en la que participaron el Director de Planificación, el jefe del Depto. de Formulación de Proyectos y tres profesionales técnicos de ese Departamento. 29 Dirección de Planificación. Perfil de proyecto Terminal Pacífico, Agosto 2018



73

5.1 Análisis financiero para GLP

Este análisis se basa en los diferentes alcances de obra para cada una de las

alternativas; para la Nº1 este alcance incluye la construcción de cuatro esferas de 25

mil barriles más los sistemas auxiliares adicionales a estas esferas; como en Moín ya

existe infraestructura para GLP, estas instalaciones deberían ser de menor cuantía.

Para la Terminal Pacífico el alcance incluye monoboya, tuberías marinas, tuberías

terrestres, estación de rebombeo, esferas y un terminal exclusivo de GLP en Barranca

que acompañe a esta infraestructura. Es decir, se hará un sistema nuevo desde cero o

grass root.

5.1.1 Premisas de análisis para la inversión en GLP

Para poder realizar una comparación y análisis adecuado, es necesario establecer

algunos supuestos que faciliten el estudio. Estos supuestos se basan en varias fuentes,

como informes de RECOPE acerca de ventas, de las necesidades de tancaje, así como

otras fuentes de información secundaria.


Frecuencia de importación idealmente de 2 veces por mes.

Se toman 4 esferas presurizadas de 4.000 m3 (25 mil barriles).

Las esferas se llenan a un 90% de su capacidad nominal.

Se supone inicialmente que la distribución de las ventas sería 70% Moín,

30% Barranca.

Se utiliza moneda constante (US$ 2018)

El costo de capital se toma como igual a los bonos del tesoro de Estados

Unidos a 15 años, 2,98%, al cual se le descuenta la inflación

correspondiente

Los costos de equipos se basan en la Ingeniería Básica de Bohórquez del

año 2009 actualizados al 2018 usando índices especializados, con un

margen de error del ±30%

El margen de error de las inversiones marinas se ha disminuido, gracias a



74

cotizaciones muy recientes de la línea marina, la monoboya y el PLEM (Pipe

Line End Manifold) con respecto al perfil30

lo que incide en que el margen de

error de las inversiones totales pueda alcanzar ±30%.

Se supone que los sistemas auxiliares para el desarrollo en Moín

corresponden a un 15% del costo de inversión de las esferas, puesto que se

trata de un desarrollo sobre facilidades existentes. Este estimado se

respalda con la estimación de inversión de capital efectuada en el estudio de

la octava y novena esfera de la Terminal Moín31

.

Los sistemas adicionales para la terminal de GLP en Barranca corresponden

al 30% del costo de inversión de las esferas, a partir del presupuesto de la

Ingeniería Básica (indicar referencia).

Se supone un apalancamiento de un 80% de la inversión de capital en GLP.

El costo de la deuda en dólares estadounidenses descontada la inflación

correspondiente es de un 4,45%.

El WAAC en moneda constante de 2018 corresponde a un 3,78%

Se utiliza un criterio técnico basado en los tamaños de las tuberías marinas

para la distribución de los costos de inversión entre productos limpios y GLP.

Este criterio sostiene que por ser la tubería marina para productos limpios

más grande (600 mm de diámetro equivalentes a 24 pulgadas según

estimaciones preliminares) que su homóloga de GLP (300 mm de diámetro

equivalentes a 12 pulgadas).

El trabajo y los costos indirectos relacionados son mayores para la

instalación de la tubería marina para productos limpios. El cálculo se basa

en la cantidad de trabajo que habría que realizar para instalación, tomando

en cuenta el volumen total de las tuberías a colocar; el resultado es que una

proporción de 80% de los costos son atribuibles a los productos limpios y el

20% restante al GLP.

Para el caso de la monoboya, se ha supuesto que los barcos de diseño

30 Ibid 29

31 Factibilidad del proyecto: Octava y Novena esfera de GLP en Plantel Moín, 2017.



75

serán de 40.000 TM de peso muerto para producto limpio y de 5.000 TM

para GLP. Esta relación determina que aproximadamente un 10% de la

inversión de la monoboya se atribuye al GLP y un 90% al producto limpio

Con excepción de la monoboya, el criterio 80/20 se aplica para la

distribución de las inversiones entre ambos productos (GLP y limpios)

5.1.2 Inversiones

La infraestructura para GLP es la que tiene más peso en todo el capital de inversión del

proyecto, por lo que se hace énfasis en las mismas. El cuadro N°19 siguiente muestra

la inversión para la alternativa Nº1, Moín y el cuadro Nº 20 muestra las

correspondientes para la N° 4, Barranca.

Cuadro N° 17. Inversiones asociadas al desarrollo en Moín. Alternativa Nº1 (MM US$)

Esferas 25 mil Esfera 4 $9,8 $39,3

Instalaciones auxiliares Global 1 $1,5 $5,9

SUBTOTAL COSTOS DIRECTOS 1:

$45,1

Plan Social 0.5%-

1%

0,75%

$0,3

Costos Salud Ambiente y seguridad 1%-5%

3%

$1,4

Trabajos preliminares 1%-5%

3%

$1,4

Localización, replanteo y levantamiento topográfico de obras existentes

1%

$0,5

SUBTOTAL COSTOS DIRECTOS 2: $3,5

TOTAL COSTOS DIRECTOS: $48,6

Dirección y Administración 15%-20%

15%

$7,3

Imprevistos 5,00%

5%

$2,4

Utilidad 10%-15%

12,5%

$6,1

TOTAL COSTOS INDIRECTOS:

$15,8

Total de

costos: $64,4

Permisos de construcción 1,20%

$0,5

IVA 13,00%

$2,1

especies fiscales 0,50%

$0,3

Provisión de obra no cuantificada 5,00%

$3,2

TOTAL DE INVERSIÓN INICIAL: $70,6



76

Cuadro N° 18. Inversiones asociadas al desarrollo de GLP en Barranca. Alternativa N°2 (MM US$)

ÍTEM

Unidades

Cantidad Costo unitario Costo total

Esferas 25 mil Esfera 4 $9,8 $39,3

Terminal de GLP Barranca (incluye CCM, manifolds, flare SCI) Global 1

$11,8

Tubería marina (accesorios + instalación) ($/km) km 6 $1,9 $11,2

Poliducto Puntarenas-Barranca: km 5 $0,4 $2,0

Estación de rebombeo Puntarenas: Global 1 $1,6 $1,6

Monoboya (40.000 TPM) + PLEM (instalación y accesorios): Global 1 $4,0 $4,0

SUBTOTAL COSTOS DIRECTOS 1:

$69,8

Plan Social 0.5%-1%

0,75% $0,5

Costos Salud Ambiente y seguridad 1%-5%

3% $2,1

Trabajos preliminares 1%-5%

3% $2,1


1%

$0,7


COSTOS INDIRECTOS


Dirección y Administración 15%-20%

15%

$11,3

Imprevistos 5,00%

5% $3,8

Utilidad 10%-15%

12,5%

$9,4

TOTAL COSTOS INDIRECTOS: $24,5

Total de costos: $99,7

Permisos de construcción 1,20%

$0,8

IVA 13,00%

$3,2

especies fiscales 0,50%

$0,5

Provisión de obra no cuantificada 5,00%

$5,0

TOTAL DE LA INVERSIÓN GLP $109,2

5.1.3 Costos de operación y ahorros

El análisis de los costos y ahorros se basa en que RECOPE es una empresa en

marcha y que por lo tanto, existe una estructura bien definida de costos y posibles

ahorros. En este sentido, existe una situación base, que es la de seguir importando

GLP con la capacidad actual instalada en Moín y dos alternativas de proyectos que

alteran en cierta forma esas estructuras costos mencionadas de forma incremental.



77

Los costos y beneficios que se toman en cuenta de operación comunes para ambas

alternativas consisten en los siguientes:

La depreciación. Se calcula a partir del costo de los equipos principales

tomado de la Ingeniería Básica de Bohórquez del 2009, actualizados al año

2018. Desde el punto de vista del consumidor, viene a ser un costo.

Mantenimiento. El costo de mantenimiento anual se toma como un

porcentaje de la inversión de capital, un 2% en este caso. Esto incluye el

personal de mantenimiento y los servicios auxiliares. Para ambas

alternativas este costo aumenta, siendo más significativa para la Alternativa

2.

El flete marítimo se calcula a partir del costo CIF promedio anual de los

embarques para GLP, tanto para Moín como para Barranca, tomando en

cuenta el tamaño del lote. Para este último se incluye el extramillaje de llevar

el producto hasta Puntarenas y el paso por el Canal de Panamá.

Rendimiento sobre la basa tarifaria (RSBT). Que se estima a partir de la

fórmula de ARESEP para tal efecto, a partir del valor en libros (AFNOR) y el

capital de trabajo (se supone producto equivalente a un 50% del volumen de

almacenamiento), multiplicados ambos por el WACC.

Remuneraciones de personal. Se estima a partir de lo suministrado por la

Dependencia de Recursos Humanos de RECOPE.

El fletamento terrestre representa un ahorro en la Alternativa N°2, dado que

en general, las distancias a los centros de distribución hasta Barranca son

menores que a Moín. Estos ahorros se calculan a partir de la fórmula de la

ARESEP para transporte de productos limpios, ya que no existe

específicamente para GLP32

.

32 Es importante aclarar, que dentro de la fijación de precios para el GLP actual, el monto por transporte terrestre

está implícito en el margen de comercialización de las empresas envasadoras. Se supone que al recorrerse menores distancias esto se debería reflejar en una disminución de dicho margen. De todas formas, usar como referencia la fórmula ARESEP para producto limpio es un estimado conservador, puesto que la inversión asociada a camiones de GLP es más intensiva en capital. Por esta razón se supone que el fletamento de GLP es un 25% más caro.



78

Costos de internamiento, que corresponde a las cargas que se deben pagar

al puerto de importación por los procesos de atraque y atención al buque.

Estos costos varían con respecto al puerto de atraque; siendo mayores en

Caldera que en Moín en la actualidad, pudiendo llegar hasta los 0,8 US$ /bbl

en Caldera y de 0,03 US$/bbl en Moín.

5.1.4 Flujos de caja

En este apartado se presentan tres flujos de caja desde el punto de vista del

consumidor. El primero expone el desarrollo de cuatro esferas en Moín (Cuadro N°21),

con lo que se totalizan 11, mediante las cuales se atiende el 100% de la demanda de

GLP proyectada.; el segundo corresponde a construir 4 esferas en Barranca (Cuadro

N°22), manteniendo las siete esferas en Moín, para un total de 11 esferas, atendiendo

la demanda proyectada, de la cual un 70% se abastece por Moín y un 30% por la

terminal Pacífico. En el flujo de caja incremental (Cuadro N°23) se realiza la

comparación financiera de ambas alternativas.

Para el flujo de caja que corresponde a la Alternativa N°1 se toman los siguientes

rubros:

Mantenimiento y servicios.

Depreciación

Rendimiento sobre la base tarifaria (RSBT)

Fletamento marítimo

Por otra parte, para el flujo de caja correspondiente al proyecto Terminal Pacífico se

toman en cuenta los siguientes rubros:

Mantenimiento y servicios

Remuneraciones de personal

Depreciación



79

Rendimiento sobre la base tarifaria


Costos de internamiento

Fletamento terrestre

Cuadro N° 19. Flujo de caja del consumidor para la alternativa N°1, desarrollo en

Terminal Moín. (MM US$ constantes 2018)

AÑO Mantenimiento

y operación DEPRECIACIÓN RSBT

FLETAMENTO

MARÍTIMO


FLUJO DE CAJA

2023 -$1,4 -$2,1 -$2,7 -$110,5 -$0,016 -$116,7 2024 -$1,4 -$2,1 -$2,6 -$117,2 -$0,016 -$123,3

2025 -$1,4 -$2,1 -$2,5 -$123,8 -$0,016 -$129,9

2026 -$1,4 -$2,1 -$2,4 -$130,9 -$0,017 -$136,8 2027 -$1,4 -$2,1 -$2,4 -$138,1 -$0,017 -$144,0 2028 -$1,4 -$2,1 -$2,3 -$145,8 -$0,018 -$151,6

2029 -$1,4 -$2,1 -$2,2 -$153,5 -$0,018 -$159,3

2030 -$1,4 -$2,1 -$2,1 -$161,7 -$0,018 -$167,4 2031 -$1,4 -$2,1 -$2,0 -$170,2 -$0,019 -$175,8 2032 -$1,4 -$2,1 -$2,0 -$178,7 -$0,019 -$184,2

2033 -$1,4 -$2,1 -$1,9 -$187,9 -$0,020 -$193,3

2034 -$1,4 -$2,1 -$1,8 -$197,3 -$0,020 -$202,6

2035 -$1,4 -$2,1 -$1,7 -$207,3 -$0,020 -$212,6

2036 -$1,4 -$2,1 -$1,7 -$217,2 -$0,021 -$222,4

2037 -$1,4 -$2,1 -$1,6 -$227,4 -$0,021 -$232,6

2038 -$1,4 -$2,1 -$1,5 -$235,3 -$0,022 -$240,3

2039 -$1,4 -$2,1 -$1,4 -$243,3 -$0,022 -$248,3

El flujo de caja del Cuadro N°21 muestra claramente que el flete marino va en aumento

conforme las parcelas de importación se hacen más pequeñas y aumenta la frecuencia

de importación, debido a que la demanda sube y el sistema de almacenamiento va

perdiendo capacidad para almacenar, es un tema de economía de escalas.

Otro rubro que presenta variación a través del tiempo es el Rendimiento Sobre la Base

Tarifaria (RSBT). Se observa que este va en descenso conforme pasa el tiempo; esto

debido a que el componente que más aporta para este rubro, la diferencia entre la

inversión de capital y la depreciación se hace más pequeña a través de los años.



80

Cuadro N° 20. Flujo de caja del consumidor para la alternativa N°2, desarrollo en Terminal Pacífico. (MM US$ Constantes 2018)

AÑO Mantenimi

ento y servicios

Remuneraciones de personal

DEPRECIACIÓN RSBT

Fletamento

marítimo


Fletamento terrestre

FLUJO DE CAJA

2023 -$2,2 -$0,4 -$3,4 -$4,3 -$117,3 -$0,05 $6,8 -$120,8

2024 -$2,2 -$0,4 -$3,4 -$4,1 -$124,2 -$0,05 $6,9 -$127,4 2025 -$2,2 -$0,4 -$3,4 -$4,0 -$131,1 -$0,05 $7,1 -$134,0 2026 -$2,2 -$0,4 -$3,4 -$3,9 -$138,3 -$0,06 $7,3 -$140,9 2027 -$2,2 -$0,4 -$3,4 -$3,8 -$145,8 -$0,06 $7,5 -$148,1

2028 -$2,2 -$0,4 -$3,4 -$3,6 -$153,6 -$0,06 $7,6 -$155,7

2029 -$2,2 -$0,4 -$3,4 -$3,5 -$161,6 -$0,06 $7,8 -$163,4 2030 -$2,2 -$0,4 -$3,4 -$3,4 -$170,0 -$0,06 $8,0 -$171,5 2031 -$2,2 -$0,5 -$3,4 -$3,3 -$178,7 -$0,06 $8,2 -$179,9

2032 -$2,2 -$0,5 -$3,4 -$3,2 -$187,5 -$0,06 $8,3 -$188,3

2033 -$2,2 -$0,5 -$3,4 -$3,0 -$196,9 -$0,06 $8,5 -$197,5

2034 -$2,2 -$0,5 -$3,4 -$2,9 -$206,5 -$0,07 $8,7 -$206,8

2035 -$2,2 -$0,5 -$3,4 -$2,8 -$216,8 -$0,07 $8,9 -$216,8

2036 -$2,2 -$0,5 -$3,4 -$2,7 -$226,9 -$0,07 $9,0 -$226,6

2037 -$2,2 -$0,5 -$3,4 -$2,5 -$237,4 -$0,07 $9,2 -$236,8

2038 -$2,2 -$0,5 -$3,4 -$2,4 -$241,5 -$0,07 $9,4 -$240,6

2039 -$2,2 -$0,5 -$3,4 -$2,3 -$249,6 -$0,07 $9,6 -$248,5

Para la alternativa N° 2, se observa que al ir aumentando la demanda el costo del

fletamento marino va aumentando, dado el efecto que produce el extramillaje, el costo

del canal de Panamá, y traer barcos más pequeños para el 30% de la demanda que se

abastecería por la Terminal Pacífico. El otro 70% se traería por Moín, también con

barcos más pequeños. En el caso del transporte terrestre se genera un ahorro a favor

de la terminal Pacífico, ya que el 30% de los clientes harán recorridos más cortos.

El costo y el ahorro (marítimo y terrestre) tienden a ser del mismo orden. El principal

rubro que afectaría al consumidor es la inversión incremental del orden de US$ 40

millones y sus costos incrementales asociados, debido a las instalaciones marinas

(monoboya, PLEM, líneas marinas), terrestres (estación de rebombeo y líneas

terrestres) así como los servicios auxiliares y facilidades de una terminal nueva de GLP

contra una existente en la que se aprovecha la infraestructura actual.



81

Cuadro N° 21. Flujo de caja incremental del consumidor. (MM US$)

AÑO Mantenimiento Remuneraciones

de personal DEPRECIACIÓN RSBT

FLETAMENTO MARÍTIMO


FLETAMENTO TERRESTRE

FLUJO DE CAJA

2023 -$0,8 -$0,4 -$1,2 -$1,6 -$6,8 -$0,036 $6,8 -$4,1

2024 -$0,8 -$0,4 -$1,2 -$1,5 -$7,0 -$0,037 $6,9 -$4,1

2025 -$0,8 -$0,4 -$1,2 -$1,5 -$7,2 -$0,038 $7,1 -$4,1

2026 -$0,8 -$0,4 -$1,2 -$1,5 -$7,4 -$0,039 $7,3 -$4,1

2027 -$0,8 -$0,4 -$1,2 -$1,4 -$7,6 -$0,040 $7,5 -$4,1

2028 -$0,8 -$0,4 -$1,2 -$1,4 -$7,9 -$0,041 $7,6 -$4,1

2029 -$0,8 -$0,4 -$1,2 -$1,3 -$8,1 -$0,042 $7,8 -$4,1

2030 -$0,8 -$0,4 -$1,2 -$1,3 -$8,3 -$0,043 $8,0 -$4,1

2031 -$0,8 -$0,5 -$1,2 -$1,2 -$8,5 -$0,044 $8,2 -$4,1

2032 -$0,8 -$0,5 -$1,2 -$1,2 -$8,8 -$0,044 $8,3 -$4,1

2033 -$0,8 -$0,5 -$1,2 -$1,1 -$9,0 -$0,045 $8,5 -$4,2

2034 -$0,8 -$0,5 -$1,2 -$1,1 -$9,2 -$0,046 $8,7 -$4,2

2035 -$0,8 -$0,5 -$1,2 -$1,1 -$9,5 -$0,047 $8,9 -$4,2

2036 -$0,8 -$0,5 -$1,2 -$1,0 -$9,7 -$0,048 $9,0 -$4,3

2037 -$0,8 -$0,5 -$1,2 -$1,0 -$10,0 -$0,049 $9,2 -$4,3

2038 -$0,8 -$0,5 -$1,2 -$0,9 -$6,2 -$0,050 $9,4 -$0,3

2039 -$0,8 -$0,5 -$1,2 -$0,9 -$6,3 -$0,051 $9,6 -$0,2

En el flujo de caja financiero incremental determinístico, el Valor del Costo Presente así

como el impacto al consumidor indican que realizar el proyecto de GLP en Terminal

Pacífico impactará al consumidor, en promedio, en 3,2 ₡/l más que en Moín, durante el

período de análisis. Sin embargo, bajo esta alternativa el país seguiría sin

desconcentrar inventarios ni tendría un segundo puerto de descarga, lo que lo hace

aún más vulnerable, según se analiza en el Capítulo 6.

Los parámetros financieros incrementales se resumen en el siguiente cuadro.



82

Cuadro N° 22. Cuadro comparativo de los indicadores financieros para cada flujo

de caja desde el punto de vista del consumidor

Distribución del mercado CP Parcial (MM US$) Impacto al consumidor* (₡/l)

Alternativa N°1 100% -2.203,3 -

Alternativa N°2 70%-30% -2,251,7 -

Incremental NA -$48,4 -3,2

(*) Los valores de impacto al consumidor reflejados para las alternativas N°1 y N°2 no consideran los costos asociados a las siete

(7) esferas existentes en la Terminal Moín.

5.1.5 Análisis de riesgo y sensibilidad financieros

El análisis de riesgo financiero se utiliza en este estudio para establecer la curva de

probabilidad del Costo Presente (CP) y del impacto promedio a largo plazo hacia el

consumidor. Se utiliza para este fin el flujo de caja incremental, con cuatro esferas y

con una demanda media de consumo de GLP.

En el Cuadro N°25 se enlistan las variables de entrada que se han considerado influyen

en la variación del Costo Presente del proyecto.

Cuadro N° 23. Variables de entrada para el análisis de sensibilidad

Variable de entrada Variación Límite

Superior

Valor más

probable

Límite inferior

Tipo de distribución

Desviación

Inversión de capital 0% 30% 0% -30% Normal 0,1530612

Mantenimiento 0% 50% 0% -50% Normal 0,2551020

Distribución de la demanda del país 0% 16% 0% -16% Normal 0,0816327

Demanda GLP 0% 9% 0% -9% Normal 0,0459184


Cargueros 16.400 m3 0% 19% 0% -19% Normal 0,0969388



Fletamento terrestre 0% 30% 0% -0% Normal 0,0102041

Variación inflación internacional 0% 70% 0% -60% Normal 0,0068391

Variación tasa de interés bancario 0% 166% 0% -55% Normal 0,0068391



83

Intervalos de confianza para las variables seleccionadas

Para las diferentes variables mostradas en el Cuadro N°25, se calculan diferentes

intervalos de confianza tomando en cuenta valores máximos, mínimos y el valor

esperado de cada variable.

Para la inversión de capital se toma un intervalo de ±30%, con lo cual el

valor de la inversión para GLP en Terminal Pacífico por ejemplo, podría

variar desde -142 MM US$ hasta -76 MM US$.

Para el mantenimiento, el costo se toma como un 2% de la inversión de

capital. Ese valor podría estar entre 1% y 3%, por lo que el intervalo varía en

±100%.

Para la tasa del préstamo, se usan los parámetros determinados a partir del

2010 hasta el 2018 de la tasa LIBOR a 12 meses. Con ello se tiene un

máximo de 3,14%, un de 0,53% y un mínimo de 1,18%. El intervalo

normalizado así calculado varía entre 166% y 55%.

Por su parte, la distribución de la ventas país de GLP deben variar entre

35% y 25% en Barranca, con lo que el intervalo normalizado calculado varía

entre ±16%.

El fletamento terrestre calculado para GLP parte de la fórmula de la

ARESEP para producto limpio, ya que no existe para tal producto. Para GLP

el transporte terrestre debe ser mayor dado que los componentes para

transporte de este producto deben ser de mejor calidad con el fin de soportar

mayores presiones; de esta forma, se supone que para GLP el costo de

fletamento terrestre puede variar hasta un 30% hacia arriba del valor

estimado.

La demanda de GLP tendrá una variación de ±9%. Este valor se calculó a

partir de las estimaciones de demanda 2019-2039.

Los intervalos del fletamento marino se calcularon a partir de la variación



84

histórica observada entre los tamaños de las parcelas33

.

El intervalo de variación de la inflación de Estados Unidos se calculó a partir

de datos históricos desde el año 2009 hasta el año 2018, encontrando

valores máximos, mínimos y el esperado, para poder estimar los límites del

intervalo.

Para realizar la simulación se mantienen fijas las variables siguientes:


Se toman esferas presurizadas de 4.000 m3 (25 mil barriles).

Las esferas se llenan a un 90% de su capacidad nominal.

Se analizan un esquema de abastecimiento con 11 esferas en ambas

alternativas, de las cuales 4 son nuevas.

Figura N°20. Resultado análisis de riesgo del Costo Presente (MM US$)

33 Dirección de Planificación. Factibilidad del Proyecto: Octava y Novena esfera en Plantel Moín. Octubre

2017.



85

La curva de Costo Presente al consumidor se muestra en la Figura N°20. Se observa

que para un intervalo de confianza del 90% el valor del CP puede variar entre -153,6

MM US$ y 70,2 MM US$ siendo la media -41,3 MM US$. Los valores positivos

muestran que existen combinaciones de variables que pueden llevar a escenarios que

resultan favorables al consumidor.

Figura N°21. Resultado análisis de riesgo del impacto promedio al consumidor

(₡/l)



86

En cuanto al impacto promedio al consumidor a largo plazo, la figura N°21 muestra la

curva de probabilidad con un intervalo de confianza del 90%. Para ese intervalo de

confianza se obtienen valores de -11,7 ₡/l y de 5,2 ₡/l, con una media de -3,0 ₡/l.

Figura N°22. Sensibilización del Costo Presente incremental

Cuando se realiza el análisis de sensibilidad para establecer cuáles variables influyen

más la variación del Costo Presente, se determina que las tres variables que más

influyen sobre la variabilidad del indicador estudiado están relacionadas con el costo

del fletamento marino, seguido de la inversión de capital y el fletamento terrestre.



87

5.2 Análisis de financiero para para producto limpio en Terminal

Pacífico

El proyecto en su componente estratégico engloba la importación de producto limpio,

como ya se ha dicho en el documento. Se establece que la importación de gasolinas y

diésel, y eventualmente Jet A-1, se haría solamente en caso de emergencia y que

habría importaciones programadas para mantener la funcionalidad de los sistemas (se

estiman 4 importaciones al año).

Es por ello que la alternativa Nº4 implica implementar infraestructura para productos

limpios, especialmente diésel y gasolinas. La estación de rebombeo, líneas marinas,

PLEM y demás equipos y accesorios también sería usados en caso de importar

productos limpios. El peso en la inversión total en tierra es menor para producto limpio

que para GLP. En el primer caso no se proyecta construir mayor almacenamiento, pues

únicamente se va construir solo un tanque de diésel de 8.000 m3 (50 mil barriles), el

cual complementaría a los tres tanques de diésel existentes (50 mil barriles c/u) y a los

cuatro futuros tanques de gasolina (50 mil barriles cada uno) programados por

sustitución y aumento de la demanda.



88

Cuadro N° 24. Inversiones a realizar según Alternativa N°2 para productos limpios en Terminal Pacífico. (MM US$)

ÍTEM Cantidad Costo unitario Costo total

Tanque de diésel de 50 M barriles 1

$7,5

Tubería marina (accesorios + instalación) ($/km) 6 $6,9 $41,4

Poliducto Puntarenas-Barranca 5 $0,4 $2,0

Estación de rebombeo Puntarenas: 1 $3,8 $3,8

Monoboya (40.000 TPM) + PLEM (instalación y accesorios): 1 $15,9 $15,9


Plan Social

0,75% $0,5

Costos Salud Ambiente y seguridad

3% $2,1

Trabajos preliminares

3% $2,1




Dirección y Administración

15% $11,3

Imprevistos

5% $3,8

Utilidad

12,5% $9,4

TOTAL COSTOS INDIRECTOS: $24,5

Total de costos: $100,4

Permisos de construcción

$0,8

IVA

$3,2

especies fiscales

$0,5

Provisión de obra no cuantificada

$5,0

TOTAL DE LA INVERSIÓN $109,9

En el siguiente cuadro se presenta el flujo de caja desde el punto de vista del

consumidor, correspondiente a productos limpios si se llegara a desarrollar Barranca.

Es preciso anotar que este flujo corresponde a la parte estratégica del proyecto, es

decir, como contingencia ante emergencias, como ya se ha dicho. De esta forma, en

ausencia de un evento de emergencia, las importaciones de gasolinas y diésel no

serán regulares y se harán a lo sumo cuatro (4) por año de cualquier producto, con el

fin de mantener los sistemas de bombeo y trasiego activos y en buen estado.

Para el flujo de caja, por tanto, se toman 4 importaciones de diésel34

al año y su costo

34 Se toma diésel porque es el producto que más se trae y porque su flete en general es más caro, pero

puede ser otro producto.



89

total asociado al traerlo hasta Caldera.

Cuadro N° 25. Flujo de caja desde el punto de vista del consumidor, para productos limpios en Terminal Pacífico. (MM US$)

AÑO Mantenimiento

y servicios Remuneraciones

de personal DEPRECIACIÓN RSBT

FLETAMENTO

MARÍTIMO FLUJO DE CAJA

2021

2022

2023 -$2,2 -$0,1 -$3,5 -$4,1 -$1,2 -$11,1

2024 -$2,2 -$0,1 -$3,5 -$4,0 -$1,2 -$11,0

2025 -$2,2 -$0,1 -$3,5 -$3,8 -$1,2 -$10,8

2026 -$2,2 -$0,1 -$3,5 -$3,7 -$1,2 -$10,7

2027 -$2,2 -$0,1 -$3,5 -$3,5 -$1,2 -$10,6

2028 -$2,2 -$0,1 -$3,5 -$3,4 -$1,2 -$10,4

2029 -$2,2 -$0,1 -$3,5 -$3,3 -$1,2 -$10,3

2030 -$2,2 -$0,1 -$3,5 -$3,1 -$1,2 -$10,1

2031 -$2,2 -$0,1 -$3,5 -$3,0 -$1,2 -$10,0

2032 -$2,2 -$0,1 -$3,5 -$2,9 -$1,2 -$9,9

2033 -$2,2 -$0,1 -$3,5 -$2,7 -$1,2 -$9,7

2034 -$2,2 -$0,1 -$3,5 -$2,6 -$1,2 -$9,6

2035 -$2,2 -$0,1 -$3,5 -$2,4 -$1,2 -$9,5

2036 -$2,2 -$0,1 -$3,5 -$2,3 -$1,2 -$9,3

2037 -$2,2 -$0,1 -$3,5 -$2,2 -$1,2 -$9,2

2038 -$2,2 -$0,1 -$3,5 -$2,0 -$1,2 -$9,1

2039 -$2,2 -$0,1 -$3,5 -$1,9 -$1,2 -$8,9

Para este flujo, se obtienen los siguientes valores de indicadores de Costo Presente e

Impacto Promedio al Consumidor a largo plazo en moneda constante al 2018:

Costo Presente: -$135,1 MM US$

Impacto al consumidor: -1,6 ₡/l

5.2.1 Análisis de riesgo y sensibilidad

En el Figuran N°22 se presenta la curva de probabilidad para el análisis de riesgo

financiero de productos limpios.



90

Figura N°22. Análisis de riesgo del CP (₡/l) en PL

El análisis de riesgo para la importación de productos limpios por la Terminal Pacífico

arroja los siguientes resultados:

Media: -137,3 MM US$

Mínimo: -186,1 MM US$

Máximo: -95,7 MM US$



91

Figura N°23. Sensibilización del Costo Presente para Producto limpio

El proyecto de Terminal Pacífico asociado a producto limpio es muy sensible al monto

de la inversión de capital. En segundo lugar, el costo del mantenimiento.

-$111,41

-$126,53

-$135,85

-$135,97

-$136,17

-$163,47

-$148,85

-$138,37

-$138,39

-$138,46

Línea de base = -$137,280

-$ 1

70

-$ 1

60

-$ 1

50

-$ 1

40

-$ 1

30

-$ 1

20

-$ 1

10

Inversión de capital / Variación

Mantenimiento / Variación

Variación tasa de interés bancario / Variación

Variación inflación internacional / Variación

Distribución de la demanda del país / Variación



92

Figura N°23. Análisis de riesgo del impacto promedio al consumidor (₡/l) en PL

Desde el punto de vista del impacto al consumidor, el proyecto Terminal Pacífico en lo

que respecta a producto limpio reporta los valores medio, máximo y mínimo a partir de

un análisis probabilístico con los siguientes resultados:

Promedio: -1,7 ₡/l

Mínimo: -2,3 ₡/l

Máximo: -1,1₡/l



93

6. Análisis de amenaza de desastre natural y el impacto económico en el Producto Interno Bruto Nacional (PIB) de un

posible desabastecimiento de combustibles

En este capítulo se realiza un análisis de probabilidad de impacto para un evento

calamitoso de tipo natural en el país. Ante la diversidad y complejidad de posibles

riesgos (terremoto, efecto indirecto de huracán y sus consecuencias: deslaves de

enormes proporciones, inundaciones, derrumbes en carreteras, caída de puentes),

efecto directo de huracán (fuertes vientos e inundaciones y las otras consecuencias ya

mencionadas) se ha optado por simplificar el análisis mediante el modelaje de un único

riesgo y su potencial impacto.

Este impacto no se modelaría en función de daños sobre la infraestructura propia del

sistema nacional de combustibles, (SNC) lo cual sería imposible de hacer dado la

enorme cantidad de variables, sino más bien sobre los días de desabastecimiento que

podría enfrentar el país y el impacto económico ocasionado por la carencia de

combustible.

De otra forma se procura contestar a la pregunta de cuántos días de desabastecimiento

evitado bastarían para recuperar la inversión de la Terminal Pacífico, luego de

agotados los inventarios de seguridad y operativos, tanto para el GLP como para el

producto limpio, en caso de que el suministro desde Moín quede interrumpido por un

número mayor de días que las reservas disponibles.

El riesgo que se pretende documentar y modelar es el asociado a un sismo de gran

intensidad que afecte la infraestructura de RECOPE en Moín y la zona caribe, tal y

como sucedió en abril de 1991. Este ejercicio no pretende en modo alguno predecir un

terremoto, sino disponer de una curva de probabilidad representativa de un único tipo

de evento de entre varios posibles.

El hecho de que ocurra ese evento no implica necesariamente que se interrumpa el

abastecimiento de combustibles. Tampoco significa que haya pérdidas de vidas

humanas o pérdidas socioeconómicas o ambientales.



94

En primera instancia y con las limitaciones descritas, se valora cuantitativamente la

amenaza derivada del sismo, tomando en cuenta variables físicas que influyen en el

“nivel amenaza”. Para llevar a cabo lo descrito, se utiliza la metodología desarrollada

por MIDEPLAN Y OTROS35

.

Posteriormente, en segunda instancia, se analiza el impacto en la economía nacional

del evento, medido a través de la pérdida anual en el Producto Interno Bruto, utilizando

un modelo estocástico que toma en cuenta la probabilidad de ocurrencia de un sismo

en el sector Caribe de nuestro país.

Como ya se indicó, en realidad se estudia el supuesto caso de un evento de cualquier

naturaleza que genere daños a la Terminal Moín, inhabilitando su disponibilidad varios

días, de tal forma que las reservas de producto limpio en el resto del país, y de GLP

(disponibles sólo en Moín) lleguen a acabarse totalmente.

Para modelar de forma conservadora cualquier evento calamitoso, se utiliza la curva de

probabilidad de un sismo de gran intensidad con base en la periodicidad documentada

históricamente36

para esa zona.

Se enfatiza nuevamente que este ejercicio no pretende predecir un sismo de gran

intensidad, sino solamente construir una curva probabilística en la que puede caber de

manera muy conservadora cualquier otro tipo evento con potencial de dañar la parte

del SNC asociado a la Terminal Moín.

6.1 Análisis de la amenaza sísmica

La metodología del MIDEPLAN contempla el uso de matrices de cuantificación de

ciertas variables, que se consideran como las más influyentes en la determinación del

nivel de amenaza de un evento natural. Para el caso de un sismo, la metodología toma

en cuenta cuatro variables:

35 Mideplan, MAG, CNE. Metodología de análisis de amenazas naturales de inversión pública en etapa de

perfil. Capítulo VI. Sección de Amenaza Sísmica. Octubre 2018. 36 Boschini, I. Sismicidad histórica e instrumental del Caribe de Costa Rica. Revista de Geología América

Central.



95

1. La zona sísmica.

2. El tipo de sitio de cimentación.

3. La distancia del sitio a una falla.

4. Ubicación de las instalaciones en laderas o cercanas a ellas.

Las variables 1 y 2 se utilizan en una “Matriz de combinación (a)” para dar una sola

variable, lo mismo se hace con la 1 y la 4 en la “Matriz de combinación (b)”, tal y como

se muestra en los cuadros siguientes:

Cuadro N° 26. Matriz de combinación (a) entre zonas sísmicas y tipo de sitio

Cuadro N° 27. Matriz de combinación (a) entre zonas sísmicas y tipo de sitio



96

Una vez encontrados los parámetros con estas dos matrices, se introducen los

resultados en la “Matriz para Amenaza Sísmica (c)”

Cuadro N° 28. Cuadro N°28. Matriz para evaluar la amenaza sísmica (c)

Para el caso en estudio, el sitio en donde se encuentra emplazada la terminal de Limón

presenta las siguientes características:

Zona sísmica tipo III según Código Sísmico de Costa Rica 2010.

Tipo de sitio cimentación S337

La terminal se encuentra atravesada por la falla Siquirres-Matina (ver figura 23)

La terminal de Moín se encuentra a aproximadamente 500 m de la colina más

cercana, cuya elevación es de 85 m.

La elevación del sitio en donde se encuentra emplazada la terminal posee una

pendiente menor a 8° (parámetro límite que descarta peligro de deslizamiento)

37 Referencia de la Contratación de servicios profesionales para realizar un estudio geotécnico, necesario

para el diseño de la cimentación de tanques para el proceso y almacenamiento de asfaltos y obras conexas, en la terminal Moín en Limón.



97

Figura N°24. Fallas cercanas a la terminal Moín (Fuente: Red Sismológica Nacional)

Si se introducen los parámetros de Zona sísmica Tipo III y el tipo de cimentación S3 en

la matriz de combinación (a) se obtiene un valor cuatro, mismo que se introduce en la

fila 1, columna 5 de la matriz de amenaza sísmica.

Para determinar el valor de la última variable de la matriz (c), se combinan los factores

de la pendiente en el sitio de desplazamiento y de la zona sísmica en la matriz (b),

obteniéndose un valor de uno (1) en la misma. Ese valor se anota igualmente en la fila

3, columna 5, de la matriz de Amenaza Sísmica (c).

Por último, y como se señaló anteriormente, la falla sísmica Siquirres-Matina atraviesa

la Terminal de noroeste a sureste; a esta falla se le asocia un terremoto de magnitud

(Ms) de 5,2 en 1953, que causó daños en la cuidad de Limón. Actualmente se registra



98

actividad a lo largo de esta falla. Por otra parte, el potencial sísmico de 7,0 (Ms)38

.

Cuadro N° 29. Matriz de Amenaza Sísmica para la Terminal Moín

Variable Parámetro Nivel de

incidencia Puntaje Valor

Ponderador %

Índice

Zona sísmica y Tipos de sitio (Matriz Combinación 3)

Combinación de parámetros

Muy Alto 5

4 60 2,4 Alto 4

Medio 3

Distancia respecto al trazo de una falla local

Atravesado por falla

Muy Alto 5

5 20 1

Menor a 25 m Alto 4

25 – 50 m Medio 3

50 - 100 m Bajo 2

Mayor a 100 m

Muy Bajo 1

Pendiente promedio y Zona sísmica (Matriz Combinación 4)

Combinación de parámetros

Muy Alto 5

1 20 0,2

Alto 4

Medio 3

Bajo 2

Muy Bajo 1

Índice total 3,6

De la Matriz de Amenaza se obtiene un índice ponderado de 3,6, que comparándolo

con una escala predeterminada, cuadro 32, establece su nivel. Para el caso en

cuestión se podría afirmar que la amenaza de sismo para la Terminal de Moín está en

un rango alto y que eventualmente se podría experimentar un impacto negativo

significativo en las instalaciones, si no existen suficientes medidas de prevención o las

existentes son insuficientes.

38https://rsn.ucr.ac.cr/component/content/article/103-actividad-sismica/fallas-activas-iii/5759-falla-

siquirres-matina?Itemid=225

https://rsn.ucr.ac.cr/component/content/article/103-actividad-sismica/fallas-activas-iii/5759-falla-siquirres-matina?Itemid=225

https://rsn.ucr.ac.cr/component/content/article/103-actividad-sismica/fallas-activas-iii/5759-falla-siquirres-matina?Itemid=225



99

Cuadro N° 30. Escala de valoración del Índice de Amenaza (Fuente: MIDEPLAN)

6.2 Análisis del impacto económico del evento sísmico

El modelo es de índole estocástico, es decir, su salida o salidas finales arrojarán

gráficos que mostrarán probabilidades del impacto monetario al PIB, conforme la

probabilidad de ocurrencia de un evento desastroso que ocurra una sola vez en el

horizonte de estudio (20 años) y de la cantidad de días que el desabastecimiento

puede durar.

Se ha definido una curva probabilística de un evento sísmico en la provincia de Limón

como caso de estudio ya que, como se ha mencionado en este informe, existe un

antecedente de este tipo (abril 1991) el cual ha sido uno de los fenómenos naturales

que más han afectado a la provincia de Limón y especialmente a RECOPE.

Este evento o cualquier otro podría ocasionar una interrupción del suministro de

combustibles, obligando a RECOPE a utilizar sus inventarios de seguridad operativa

que devendrían en estratégicos, almacenados en las otras regiones del país

(Terminales El Alto, La Garita y Barranca). Para esta modelización se escogen las

siguientes variables de entrada:

Demanda proyectada para el periodo 2023-2037.



100

Se considera que el 50% de la demanda de GLP, dedicada a la industria y al

comercio son las que realmente se verán afectadas con el

desabastecimiento.

El producto limpio (diésel, ambas gasolinas) y el 50% de la demanda de

GLP representan cerca del 80% de la demanda total de combustibles. De

este porcentaje, 80% corresponde a producto limpio y un 5% a GLP.

El costo del desabastecimiento diario, se estimó en una cifra del orden de

100 MM US$/día (Camacho, 2010). El 85% equivaldría a 85 MM US$/día,

sin embargo, este estudio será actualizado en mayo de este año.

Se supone que la probabilidad de ocurrencia de un cualquier y único evento

calamitoso de otra naturaleza está cubierta por la probabilidad de sismo de

gran intensidad.

La duración en días del posible desabastecimiento, tanto para GLP como

para producto limpio (ambas gasolinas, diésel).

Tasa de descuento del 8,31%39

Como variables de salida se tendrían:

El impacto monetario al PIB en MM US$, medido en Costo Presente;

correspondiente al producto limpio más el GLP.

Boschini y Montero (1994) señala que los eventos sísmicos en la zona del Caribe se

han repetido en los siguientes años: 1746, 1798, 1822, 1904, 1916, 1935, y 1991; de

donde se puede inferir un período de recurrencia, T, de aproximadamente 48 años. Se

toma por tanto este valor como referencia para los cálculos. Para la ocurrencia del

sismo se utiliza una distribución de Bernoulli con la probabilidad calculada mediante la

siguiente ecuación.

La probabilidad de ocurrencia de cualquier y único evento natural sería entonces:

39 Tasa social de descuento recomendada por MIDEPLAN para proyectos de inversión pública.



101

𝑃 =

1

𝑓𝑟𝑒𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑜𝑐𝑢𝑟𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑒𝑣𝑒𝑛𝑡𝑜−𝑎ñ𝑜𝑠 𝑑𝑒𝑠𝑑𝑒 𝑒𝑙 ú𝑙𝑡𝑖𝑚𝑜 𝑡𝑒𝑟𝑟𝑒𝑚𝑜𝑡𝑜 𝑎𝑙 2023−𝑎ñ𝑜𝑠 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑐𝑢𝑟𝑟𝑖𝑑𝑜𝑠 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑟𝑜𝑦𝑒𝑐𝑡𝑜

Donde el primer término del denominador es igual a 48 años, el segundo igual a 32

años y el tercero es un contador unitario que varía en función de los años que van

pasando. Posteriormente se ajusta la curva de probabilidad para que después de

cualquier evento aleatorio no ocurra ninguno otro más en años posteriores.

Para establecer un rango de días de desabastecimiento, una vez agotadas las reservas

fuera de la Terminal Moín, se requiere conocer cuantos días ventas nacionales se

disponen como inventario de seguridad en las demás terminales, una vez que suceda

una hipotética interrupción desde Moín.



102

Cuadro N° 31. Días de inventario de seguridad para varios productos

La capacidad de almacenamiento que tendría el país en el año 2023 sería de 8, 6 y 9

días de diésel, gasolina súper y gasolina regular respectivamente40

(sin considerar

Moín) más el inventario operativo disponible para cada producto en las terminales El

Alto, La Garita y Barranca. Este inventario operativo fluctúa entre un mínimo y un

máximo en periodos semanales de seis días, según se muestra:

40 Datos preliminares del estudio de optimización de inventarios, por lo que cuando el mismo se

encuentre en su versión final se actualizarán los datos presentados.

Tipo

Producto Diésel Gasolina Súper Gasolina Plus

2020 9 7 9

2021 8 6 9

2022 8 6 9

2023 8 6 9

2024 8 6 9

2025 8 6 9

2026 8 6 9

2027 8 6 9

2028 8 6 9

2029 8 6 9

2030 8 6 9

2031 8 6 9

2032 8 6 9

2033 8 6 9

2034 8 5 9

2035 8 5 9

2036 7 5 9

2037 7 4 9

2038 7 4 9

Inventario Seguridad, ventas nacionales (días)



103

Cuadro N° 32. Días de Inventario de disponibles en Terminales excepto Moín

Producto Volumen Inventario Seguridad, días de ventas nacionales

Vol. Operativo Mínimo, días de ventas

Vol. Operativo Promedio, días de ventas

Vol. Operativo. Máximo, días de ventas

Diesel 8 0 3 6

Gasolina Súper

6 0 3 6

Gasolina Regular

9 0 3 6

GLP 0 1 2 3

Para el caso del GLP, el país dispone de un único inventario en Moín. Si se interrumpe

el suministro por calamidad, lo único de lo se dispondría serían los inventarios de las

envasadoras los cuales no superan los tres días de ventas nacionales.

Ante un desabastecimiento de GLP el país puede abastecerse por tierra. Como

antecedente, se tardaron 12 días para traer producto de Puerto Cabezas, Honduras,

según consta en .el expediente de la contratación CE-07-2018 que se mencionó

anteriormente y corresponde al tiempo aproximado que se dilató entre la orden de

poder importar el producto hasta que ya se tuvo a disponibilidad de los clientes Sin

embargo, fue una importación pequeña de 10.000 barriles que cubrieron solamente dos

días de ventas nacionales

Si se asocia al inventario operativo una curva de probabilidad rectangular a cada

producto, se puede estimar cuantos días de inventario operativo pueden existir con una

probabilidad de al menos un 80%.

Con respecto al inventario de seguridad indicado en el Cuadro N°34 expresado en días

de ventas, se estima un promedio ponderado de esas existencias con base en la

participación en ventas de cada producto: 43,3% diésel, 20% Gasolina Plus 91,

Gasolina Súper 25,7% y GLP 6,8%.

La suma del inventario de seguridad más el operativo se puede entonces establecer de

forma estocástica, indicando el volumen disponible a un 80% de probabilidad. Más allá



104

de este volumen se empezaría a generar desabastecimiento. O de otra forma,

determina el tiempo en días de ventas en que debería estar inhabilitada la terminal

Moín para que esto ocurra.

De la discusión anterior, se tiene que ante un evento natural calamitoso en el Caribe,

un desabastecimiento empezaría a darse luego del día 9 para producto limpio, con una

probabilidad de al menos un 80%. Para el caso del GLP, este empezaría a partir del

tercer día.

Para la modelación probabilística de los días de desabastecimiento se utiliza una

distribución tipo PERT41

, que utiliza tres parámetros: valor más probable, valor máximo

y mínimo. Es necesario señalar que el país no está dispuesto, evidente, a sufrir ni un

día de desabastecimiento, lo que se requiere saber es cuánto cuestan al país cierta

cantidad de días en que RECOPE no esté en capacidad de proveer el combustible

necesario para las actividades productivas.

Los parámetros para esta distribución según producto son:

Cuadro N° 33. Días de desabastecimiento permitido para varios productos

Producto limpio

Mínimo días indisponibilidad por evento extremo 0

Media días indisponibilidad por evento extremo 1

Máximo días indisponibilidad por evento extremo 2

Cuando se introducen estos parámetros dentro del modelo, se genera una curva de

probabilidad correspondiente a la salida definida anteriormente: riesgo asociado al

impacto en el desabastecimiento del producto limpio en el PIB, expresado en Costo

Presente a la tasa social de descuento definida por MIDEPLAN.

41 Recomendación de empresa PALISADE



105

Figura N°25. Costo Presente del riesgo en el impacto al PIB, debido al desabastecimiento de gasolinas, diésel y GLP

De la Figura N°23 anterior se observa que el Costo Presente del riesgo del impacto

promedio al PIB por dejar de abastecer producto limpio es de aproximadamente 60,2

MM US$; esto es, por un día de desabastecimiento en productos limpios el país

tendría una pérdida de esa magnitud. Considerando que el costo presente del proyecto

Terminal Pacífico es de -181 MM US$, se requeriría cubrir tres días de

desabastecimiento (días 10, 11 y 12) para poder recuperar dicho Costo Presente.



106

7. Conclusiones y recomendaciones

Con la información que se ha recabado hasta el momento, se observa que

no existen proveedores de derivados del petróleo por el litoral Pacífico, que

puedan ofrecer los productos que requiere el país a precios que compitan

con los ofrecidos por la Costa del Golfo, tanto en GLP como en producto

limpio. El mejor mercado internacional para la compra de GLP corresponde

al proveniente de la costa del Golfo de Estado Unidos; los precios Mont

Belvieu son los más bajos en el mundo hasta la fecha.

Según las proyecciones de demanda de largo plazo elaboradas recientemente,

el consumo de gasolina plus 91 se proyecta con muy poco crecimiento para los

próximos 20 años (0,05%). El crecimiento que se proyectó en el año 2017 fue de

un 1,46%. Por su parte, la gasolina súper crecería a una tasa promedio de

2,36% los próximos 20 años, contra un 2,89% proyectado en 2017. Este

comportamiento se puede asociar a la sustitución de una gasolina por la otra.

En el caso del diésel se pronostica un crecimiento de 1,79%, versus el

1,93% pronosticado en 2017. Esto evidencia que se mantiene un

crecimiento estable.

El GLP, a pesar de que en los últimos años ha incrementado su consumo,

ha bajado su expectativa de crecimiento de largo plazo de un 4.85% a un

2.56%. Es importante fomentar políticas públicas que incentiven su consumo

como sustituto de las gasolinas.

Existe una vulnerabilidad intrínseca al Sistema Nacional de Combustibles

que puede producir daños y posibles consecuencias al país en su economía

debido a un desabastecimiento, si se diera un fenómeno de tipo natural en la

zona caribeña costarricense. Un día de desabastecimiento de diésel,



107

gasolinas y GLP costaría a la economía costarricense cerca de 85 MM US$

por día.

El proyecto permitiría desconcentrar los inventarios de GLP de la empresa,

ya que solo existe almacenamiento en Moín, lo que provoca una

concentración inconveniente de inventarios y que todos los compradores

nacionales se tengan que trasladar hasta Limón para adquirir el producto,

recorriendo en algunos casos grandes distancias.

En el caso de producto limpio (gasolinas y diésel) se tiene inventarios

distribuidos en las 4 terminales de la Empresa.

Las alternativas que mejor se plantean para poder hacer frente a esta

vulnerabilidad, son las de construir más almacenamiento de producto limpio

en Barranca o construir un sistema de atraque y descarga con menos

cantidad de almacenamiento en esa terminal. Ambas se manejan como

mutuamente excluyentes y serán analizadas desde el punto de vista costo

eficiente en la revisión 1 de este estudio, programado para entregarse en

junio de 2020, una vez concluido el Plan de Expansión de Almacenamiento.

Se estima que las facilidades de GLP y producto limpio contempladas en el

proyecto Terminal Pacífico tendrán un impacto promedio al consumidor, en

el largo plazo, con una media de 3,0 ₡/l y 1,7 ₡/l.

Estas estimaciones parten del supuesto de que amparados en las políticas

públicas emanadas del Plan Nacional de Desarrollo, la ARESEP reconozca

ese impacto en el precio único de los combustibles, independientemente de

la terminal que se utilice. Dicho de otra forma, no se consideran precios

diferenciados, pues los consumidores de diésel y gasolinas, así como de

GLP, deben costear esa prima por una mayor seguridad energética, tal y

como sucede en el mercado de los seguros.



108

En caso de que la Terminal Moín quede fuera de operación por más de

nueve días, existe un 80% de probabilidad de que se agoten los inventarios

de las terminales El Alto, La Garita y Barranca.

El Costo Presente de un desabastecimiento de un día es del orden de los

60 MM US$.

Según los análisis probabilísticos efectuados, con solamente que el

proyecto Terminal Pacífico evite un desabastecimiento de tres días en

diésel gasolinas y GLP (los días 10, 11 y 12 después de agotadas las

reservas en las otras terminales excepto Moín), se recuperaría su Costo

Presente (estimado con una tasa de descuento de 3,78%, y a partir de un

apalancamiento del 80%) por un monto de 178 MM US$ (41 MM US$ para

el GLP, 137 MM US$ para producto limpio).

El costo estimado de la inversión inicial para el desarrollo de una terminal

de importación de productos limpios y GLP, además de una terminal de

almacenamiento y venta de GLP, que incluya 4 esferas de 400 m3 (25 mil

barriles) así como la construcción de un tanque de 7 950 m3 (50 mil barriles)

de diésel en el litoral Pacífico, con todos sus servicios auxiliares y de

soporte, ronda los 219,1 MM US$ con un margen de error no mayor al

treinta por ciento (±30%).

En cuanto a las recomendaciones se tiene:

Se deben promover políticas públicas que incentiven el uso combustibles

alternativos en el sector transporte como el GLP.

Se debe actualizar el estudio del costo de desabastecimiento, según se ha

coordinado con el Departamento de Estudios Económicos y Financieros,

para que esté listo en mayo de 2020.



109

Se deben actualizar especificaciones generales y el presupuesto de la parte

marina a partir de los estudios oceanográficos en proceso de elaboración.

Se debe precisar la ubicación de los centros de demanda de GLP para

efectuar mejores estimaciones del costo de fletamento terrestre a partir de

los ahorros en distancia proyectados.

Es importante estimar una fórmula de precios para transporte terrestre de

GLP que sea acorde con la metodología de ARESEP y con las erogaciones

de capital (CAPEX) y los gastos de operación (OPEX) de este tipo de

cisternas.

Una vez discutida y aprobada por el nivel competente la nueva política de

inventarios de RECOPE y concluido el Plan de Expansión de

Almacenamiento (Mayo 2020) así como los demás insumos mencionados

con anterioridad, se debe proceder a una nueva revisión del presente

estudio de factibilidad, comparando la opción de aumentar el inventario

estratégico hasta el nivel aprobado en la Terminal Barranca, probablemente

con un nuevo poliducto en el tramo La Garita Barranca (300 mm diámetro,

equivalente a 12 pulgadas), contra la opción de construir la Terminal

Pacífico bajo el concepto de un atracadero marino e inversión en

almacenamiento reducida, de forma que se confirme que esta última es la

mejor alternativa costo-eficiente.



110

8. Referencias y bibliografía

Camacho, A. (2009). Ampliación de la Terminal Petrolera Atlántica.

Proyecciones financieras y evaluación de factibilidad. San José, Costa Rica.

Dobrinescu, M. (2015). Comportamiento internacional del petróleo, sus

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Rica. San José: RECOPE.

Instituto Costarricense de Turismo. (2018). Llegas internacionales por países y

puesto migratorio. ICT: 2018

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medidas de mitigación. (Volumen especial: terremoto de Limón) Revista

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San José: RECOPE.

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factibilidad del proyecto Terminal Pacífico, primera etapa. San José: RECOPE.

Refinadora Costarricense de Petróleo, (1989). Estudio de prefactibilidad

multicriterio: Importación de productos terminados por el litoral Pacífico. San

José: Refinadora Costarricense de Petróleo.

Refinadora Costarricense de Petróleo. (2016). Ampliación de la capacidad de

almacenamiento de combustibles en los planteles de RECOPE. San José:



111

RECOPE.

Refinadora Costarricense de Petróleo. (2017). Estudio de factibilidad del

proyecto Terminal Pacífico, primera etapa. San José: Refinadora Costarricense

de Petróleo.

Refinadora Costarricense de Petróleo. (2018). Propuesta de plan de

descarbonización del sector transporte terrestre. San José: Refinadora

Costarricense de Petróleo.

Refinadora Costarricense de Petróleo. (2009). Selección de tecnología de

almacenamiento en el nuevo parque de GLP en la terminal Barranca. San José:

RECOPE.

http://www.laprensalibre.cr/Noticias/detalle/139888/detienen-empleado-de-

recope-por-sabotaje-en-plantel-de-moin

https://www.nacion.com/sucesos/judiciales/sabotaje-en-plantel-de-recope-pudo-

provocar-la/UP5ZPC5QO5HYPL7GXEYY2ZZOCI/story/

https://www.nacion.com/sucesos/judiciales/trabajador-de-recope-culpable-de-

sabotaje-a/QCB6DHOCAREWTKPIDP53KXRZIM/story/

https://presidencia.go.cr/comunicados/2018/09/fuerza-publica-intervino-en-moin-

para-evitar-desabastecimiento-de-gas-glp/

http://www.laprensalibre.cr/Noticias/detalle/139888/detienen-empleado-de-recope-por-sabotaje-en-plantel-de-moin

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https://presidencia.go.cr/comunicados/2018/09/fuerza-publica-intervino-en-moin-para-evitar-desabastecimiento-de-gas-glp/

https://presidencia.go.cr/comunicados/2018/09/fuerza-publica-intervino-en-moin-para-evitar-desabastecimiento-de-gas-glp/



112

9. Anexos



113

Anexo I. Cuadros de demanda de productos limpios y GLP

Cuadro A. 1. Demanda proyectada para la gasolina plus 91 (m3)

GASOLINA PLUS 91

Año Escenario bajo Escenario Medio Escenario alto

2017 587.985 636.723 685.460

2018 613.042 661.780 710.517

2019 591.217 620.225 649.232

2020 592.137 621.145 650.152

2021 592.911 621.918 650.926

2022 593.562 622.569 651.577

2023 594.109 623.117 652.125

2024 594.570 623.578 652.585

2025 594.958 623.965 652.973

2026 595.284 624.292 653.299

2027 595.558 624.566 653.574

2028 595.789 624.797 653.804

2029 595.984 624.991 653.999

2030 596.147 625.155 654.162

2031 596.284 625.292 654.300

2032 596.400 625.408 654.415

2033 596.497 625.505 654.513

2034 596.579 625.587 654.595

2035 596.648 625.656 654.663

2036 596.706 625.714 654.721

2037 596.755 625.763 654.770

2038 596.796 625.804 654.811

2039 596.831 625.838 654.846 Fuente: “Pronósticos de demanda de largo y corto plazo para los productos que distribuye RECOPE”, 2019-2039.



114

Cuadro A. 2. Demanda proyectada para gasolina Súper (m3)


2017 584.829 678.695 772.560

2018 588.855 682.720 776.586

2019 590.066 669.720 749.374

2020 609.934 689.588 769.243

2021 629.803 709.457 789.111

2022 649.671 729.326 808.980

2023 669.540 749.194 828.849

2024 689.408 769.063 848.717

2025 709.277 788.931 868.586

2026 729.146 808.800 888.454

2027 749.014 828.669 908.323

2028 768.883 848.537 928.191

2029 788.751 868.406 948.060

2030 808.620 888.274 967.929

2031 828.489 908.143 987.797

2032 848.357 928.012 1.007.666

2033 868.226 947.880 1.027.534

2034 888.094 967.749 1.047.403

2035 907.963 987.617 1.067.272

2036 927.832 1.007.486 1.087.140

2037 947.700 1.027.354 1.107.009

2038 967.569 1.047.223 1.126.877

2039 987.437 1.067.092 1.146.746



115

Cuadro A. 3. Demanda proyectada para diesel 50 (m3)


2017 1.137.346 1.255.479 1.373.612

2018 1.149.077 1.267.210 1.385.343

2019 1.140.626 1.243.543 1.346.461

2020 1.167.057 1.269.974 1.372.892

2021 1.193.488 1.296.406 1.399.323

2022 1.219.919 1.322.837 1.425.755

2023 1.246.350 1.349.268 1.452.186

2024 1.272.782 1.375.699 1.478.617

2025 1.299.213 1.402.131 1.505.048

2026 1.325.644 1.428.562 1.531.479

2027 1.352.075 1.454.993 1.557.911

2028 1.378.506 1.481.424 1.584.342

2029 1.404.938 1.507.855 1.610.773

2030 1.431.369 1.534.287 1.637.204

2031 1.457.800 1.560.718 1.663.636

2032 1.484.231 1.587.149 1.690.067

2033 1.510.662 1.613.580 1.716.498

2034 1.537.094 1.640.011 1.742.929

2035 1.563.525 1.666.443 1.769.360

2036 1.589.956 1.692.874 1.795.792

2037 1.616.387 1.719.305 1.822.223

2038 1.642.819 1.745.736 1.848.654

2039 1.669.250 1.772.167 1.875.085



116

Cuadro A. 4. Demanda proyectada para GLP (m3)

Escenario bajo Escenario medio Escenario alto

2019 305.199 351.342 397.485

2020 316.732 362.875 409.018

2021 328.275 374.419 420.562

2022 339.821 385.965 432.108

2023 351.360 397.503 443.647

2024 362.900 409.044 455.187

2025 374.444 420.588 466.731

2026 385.986 432.129 478.272

2027 397.526 443.669 489.813

2028 409.068 455.212 501.355

2029 420.611 466.754 512.897

2030 432.152 478.295 524.438

2031 443.693 489.837 535.980

2032 455.235 501.379 547.522

2033 466.777 512.920 559.063

2034 478.318 524.462 570.605

2035 489.860 536.003 582.147

2036 501.402 547.545 593.688

2037 512.943 559.087 605.230

2038 524.485 570.628 616.772

2039 536.027 582.170 628.313



117

Anexo II. Precios proyectados para productos limpios

Cuadro A. 5. Pronóstico de precios de la gasolina súper

AÑO FOB ($/bbl) FLETE SEGURO IMPUESTO DE IMPORTACIÓN

CIF ($/bbl)

2019 75,65 1,89 0,051 Exonerado 77,59 2020 89,29 1,89 0,060

91,24

2021 82,81 1,89 0,056

84,76 2022 75,33 1,89 0,051

77,27

2023 74,94 1,89 0,051

76,88 2024 77,92 1,89 0,052

79,86

2025 82,05 1,89 0,055

84,00 2026 83,87 1,89 0,056

85,81

2027 86,36 1,89 0,058

88,30 2028 88,34 1,89 0,059

90,29

2029 90,14 1,89 0,061

92,09 2030 91,85 1,89 0,062

93,80

2031 93,53 1,89 0,063

95,48 2032 95,25 1,89 0,064

97,20

2033 96,99 1,89 0,065

98,95 2034 98,77 1,89 0,066

100,72

2035 100,57 1,89 0,067

102,53 2036 102,24 1,89 0,068

104,19

2037 103,94 1,89 0,070

105,90 2038 105,79 1,89 0,071

107,75

2039 107,67 1,89 0,072 109,63



118

Cuadro A. 6. Pronóstico de precios de la gasolina Plus 91 (m3)


CIF ($/bbl)

2019 73,75 1,89 0,050 Exonerado 75,69 2020 87,49 1,89 0,059

89,43

2021 78,93 1,89 0,053

80,87

2022 71,31 1,89 0,048

73,25

2023 70,85 1,89 0,048

72,79

2024 73,80 1,89 0,050

75,74

2025 77,92 1,89 0,052

79,86

2026 79,69 1,89 0,054

81,64

2027 82,15 1,89 0,055

84,09

2028 84,09 1,89 0,057

86,04

2029 85,85 1,89 0,058

87,79

2030 87,52 1,89 0,059

89,46

2031 89,16 1,89 0,060

91,11

2032 90,83 1,89 0,061

92,78

2033 92,53 1,89 0,062

94,48

2034 94,27 1,89 0,063

96,22

2035 96,03 1,89 0,064

97,98

2036 97,71 1,89 0,066

99,67

2037 99,43 1,89 0,067

101,39

2038 101,09 1,89 0,068

103,05

2039 102,79 1,89 0,069 104,74



119

Cuadro A. 7. Pronóstico de precios para diésel 50 ppm (m3)

AÑO FOB

($/bbl) FLETE SEGURO IMPUESTO DE IMPORTACIÓN CIF ($/bbl)

2019 80,71 1,89 0,054 37,89 120,54 2020 97,37 1,89 0,065 37,89 137,21 2021 88,33 1,89 0,059 37,89 128,16 2022 83,01 1,89 0,056 37,89 122,84 2023 82,15 1,89 0,055 37,89 121,98 2024 84,45 1,89 0,057 37,89 124,28 2025 87,21 1,89 0,059 37,89 127,05 2026 88,69 1,89 0,060 37,89 128,53 2027 90,07 1,89 0,060 37,89 129,91 2028 91,61 1,89 0,061 37,89 131,45 2029 93,37 1,89 0,063 37,89 133,21 2030 95,12 1,89 0,064 37,89 134,95 2031 96,89 1,89 0,065 37,89 136,73 2032 98,70 1,89 0,066 37,89 138,55 2033 100,55 1,89 0,067 37,89 140,39 2034 102,43 1,89 0,069 37,89 142,27 2035 104,34 1,89 0,070 37,89 144,19 2036 106,18 1,89 0,071 37,89 146,02 2037 108,05 1,89 0,072 37,89 147,90 2038 109,82 1,89 0,073 37,89 149,59 2039 111,61 1,89 0,075 37,89 151,30



120

Cuadro A. 8. Pronóstico de precios para Jet A-1 (m3)


CIF ($/bbl)

2019 80,08 1,89 0,054 Exonerado 82,03 2020 96,99 1,89 0,065

98,95

2021 87,22 1,89 0,059

89,17

2022 81,93 1,89 0,055

83,88

2023 81,10 1,89 0,055

83,05

2024 83,43 1,89 0,056

85,37

2025 86,22 1,89 0,058

88,17

2026 87,73 1,89 0,059

89,68

2027 89,11 1,89 0,060

91,06

2028 90,49 1,89 0,061

92,44

2029 92,07 1,89 0,062

94,02

2030 93,78 1,89 0,063

95,73

2031 95,51 1,89 0,064

97,47

2032 97,28 1,89 0,065

99,24

2033 99,08 1,89 0,066

101,04

2034 100,92 1,89 0,068

102,87

2035 102,92 1,89 0,069

104,88

2036 104,74 1,89 0,070

106,70

2037 106,60 1,89 0,071

108,57

2038 108,31 1,89 0,072

110,27

2039 110,05 1,89 0,074 112,01



121

Anexo III. Matriz de marco lógico

Cuadro A. 9. Análisis de involucrados

INVOLUCRADOS ACTITUD

(+ ó -) INTERESES

PROBLEMAS

POTENCIALES

RECURSOS O

SOLICITUDES ESTRATEGIAS

Gobierno Central +

Seguridad energética, menor impacto al

consumidor.

Decisiones políticas que

paralicen el proyecto

Viabilidad política del

proyecto.

Monitoreo de políticas,

comunicación continua.

Gerencia General y Presidencia

+

Seguridad energética, inversión razonable,

costos operativos razonables, buen servicio al cliente

externo.

Decisiones políticas que

paralicen el proyecto

Viabilidad polítca del

proyecto.

Comunicación continua

del avance del proyecto.

Gerencia de Operaciones +

Servicio al cliente, instalaciones

adecuadas, inventarios adecuados

Oposición a algún elemento o factor del

proyecto, conceptualización

diferente.

Información de operaciones, cantidad de empleados requeridos,

recomendación de

equipos y sistemas.

Definición de los representantes de

proyecto, comunicación continua de avances

importantes, sesiones de

trabajo.

Gerencia de Servicios Técnicos

+

Revisión y desarrollo de ingeniería Básica, ejecución en tiempo y

calidad requeridos.

Atrasos en la revisión y desarrollo de la IB. Atrasos

en la ejecución, con aumento de costos y

tiempo, e inclusive calidad.

Informes de avance, IB revisada.

Sesiones de trabajo.

Comunidades de Bellavista, Chacarita, San Luis,

Venecia de Caldera de Puntarenas

- Empleo, mejora de

infraestructura.

Oposición total o parcial al proyecto si no encuentran

beneficios hacia ellos.

Métodos de oposición: bloqueos, vandalismo,

recursos de amparo

Comunicación continua con la comunidad, acción

social dentro del proyecto, potenciación de

los posibles beneficios

hacia la comunidad.

Municipalidad de Puntarenas

- Permisos de construcción y

Trámites pueden durar mucho o no ser

Leyes que le permiten obstaculizar o parar

proyectos. Solicitudes de

Comunicación antes de la etapa de ejecución de lo que trata el proyecto,



122


(+ ó -) INTERESES

PROBLEMAS

POTENCIALES

RECURSOS O


funcionamiento concedidos. uso de suelos, otros permisos a especificar.

identificación e inicio de tramitología en la fase de

preinversión.

MINAE (SENARA, SETENA)

- Documento de Estudio de Impacto Ambiental

No aprobación de la Viabilidad Ambiental

Revisiones de las diferentes etapas del EIA

Conocimiento anticipado de los requisitos y recopilación de la

información necesaria para el EIA.

FERTICA

- Terrenos que pasan cerca de sus

instalaciones

Litigios por los terrenos vendidos a RECOPE.

Recurso: lo que las leyes les permitan gestionar en

cuestión de terrenos y

servidumbres.

La Dirección Jurídica debe planear alguna estrategia para estar

preparados para algún tipo de demanda o

recurso.

MOPT

- Ubicación y operación de la monoboya

La ubicación de la monoboya entra en

conflicto con la establecida en el proyecto y con la propuesta en el Plan

Maestro MOPT.

Solicitud de ubicaciones de monoboya, según

Plan Maestro MOPT.

Intercambio de información mediante

medios digitales y

sesiones de trabajo.

INCOP

- Operaciones marinas, Retrasos en el atraque de barcos, debido a permisos, revisiones, personal, etc.,

huelgas

Permisos varios para los

barcos

Mantener los permisos y solicitudes al día con la

institución.

Compañías operadoras de remolques, servicio de

buzos

+ Operaciones marinas Falta de equipo, personal. Remolcadores, personal experto en operaciones

de remolque y en

operaciones submarinas.

Mantener contratatos que obliguen a estas

empresas a dar le

servicio.

Prensa - Ejecución y operación

del proyecto

Difusión de información distorsionada acerca del

proyecto, con el consecuente rechazo de la

Acceso a la información de carácter pública,

bases de datos, manipulación de los

Una vez que el proyecto haya tenido viabilidad

política y se haya comprobado un impacto



123


(+ ó -) INTERESES

PROBLEMAS

POTENCIALES

RECURSOS O


opinión pública hacia el proyecto

datos. al consumidor razonable, se debe comunicar y enaltecer la misión de

RECOPE y de cómo este proyecto aumenta la

seguridad energética del

país.

Ambientalistas

- Ejecución y operación

del proyecto

Oposición completa al proyecto, difundiendo

información parcializada.

Bloqueos, recursos de

amparo, demandas, etc.

Identificar los grupos de ambientalistas que podrían afectar el

proyecto, realizar una sesión de comunicación

y aclarar dudas.

Clientes externos

- Operación del proyecto El cliente puede quejarse por la calidad del producto,

así como la duración del servicio

Quejas y hasta

demandas por el servicio

Mantener la calidad del producto, así como

reducir los tiempos de suministro y entrega.



124

Árbol de problemas



125

Árbol de objetivos



126

Alternativas de solución

Este apartado muestra las alternativas propuestas para dar solución al problema

planteado. Las dos alternativas involucran el aumento de infraestructura de GLP.

Alternativa N°1. Mantener la importación de productos limpios por el Caribe, a la vez

que se aumenta la capacidad de almacenamiento de GLP en la terminal Moín,

manteniendo solamente un punto de importación.

Alternativa N°2. Aumentar la capacidad de almacenamiento de GLP en la terminal de

Barranca, implementando una terminal de importación en el Pacífico. Las compras se

realizan mayormente en la Costa del Golfo, pasando por el Canal de Panamá.

Estructura analítica del proyecto

Fines

1. Continuidad en la venta y distribución de combustibles

2. Continuidad en la actividad económica de empresas, comercios y sector público

Propósito

Disminución de la vulnerabilidad del Sistema Nacional de Combustibles

Componentes

Capacidad de almacenamiento de GLP aumentada

Terminal de importación por el litoral Pacífico construida

Almacenamiento y distribución de GLP en Barranca.

Actividades

Capacidad de almacenamiento de GLP aumentada

Escogencia de sitio de construcción

Escogencia de la tecnología para tanques

Diseño



127

Ejecución de la obra

Puesta en marcha

Terminal de importación por el litoral Pacífico construida

Escogencia de la ubicación de la terminal

Tecnología de la terminal

Diseño detallado del Sistema

Construcción de las obras marinas y terrestres

Puesta en marcha

Almacenamiento y distribución de GLP en Terminal Pacífico.

Determinación del sitio del proyecto

Escogencia de tecnología.

Diseño.

Ejecución de la obra.

Puesta en marcha.



128

Nivel Resumen Narrativo Indicadores Medios de verificación Supuestos

Fines

1. Continuidad en la venta y distribución de combustibles.

1.1 0% de denuncias o retrasos en la venta de combustibles

Mediante reportes de servicio al cliente emitidos por la Dirección de Ventas.

2. Continuidad en la actividad económica de empresas, comercios y sector público.

2.1 Crecimiento económico del país no menor a un 3 anual%.

Informes macroeconómicos del BCCR, Informe de estado de la Nación, Informes de la cámara de Industrias.

Propósito Disminuir la vulnerabilidad del Sistema

Nacional de Combustibles.

1. Al final del proyecto se tendrá más de un punto de importación de combustible.

1. Informes de la Dirección de Comercio Internacional, en donde se indican la cantidad de embarques y los tamaños de lotes que se importan. 2. Informes de la Dirección de Ventas, en donde se desglosan las ventas por terminal, por año y por mes.

1. La demanda de GLP seguirá aumentando gracias al subsidio y al uso de automóviles híbridos y a gas. 2. La repartición del consumo estaría como mínimo 30% en Barranca, 70% en Moín.

2. El tancaje de GLP nacional no será menor a 36.000 m3

3. La frecuencia de atraque de barcos gaseros por el litoral Pacífico será de al menos dos veces por mes.

Componentes C.1. Capacidad de almacenamiento de GLP aumentada.

1. El tancaje de GLP nacional no será menor a 36.000 m3 al año 2030. 2. El tancaje de GLP nacional no será menor a 56.000 m3 al año 2037.

1. Planos de diseño final, cartel de licitación. 2. Plan de Tancaje institucional.

Se espera que la demanda de GLP siga en aumento, mientras que el subsidio se mantiene constante.



129

Nivel Resumen Narrativo Indicadores Medios de verificación Supuestos

C.2. Terminal de importación por el litoral Pacífico construida.

1. La terminal estará construida para el año 2024. 2. El costo de la obra no debe superar los 80 MM US$ ±10%

1. Manual de ejecución del poliducto.

2. Reportes de ejecución, en donde se detallan costos y

tiempos.

La empresa que se contrate tendrá la

capacidad para realizar la obra en el tiempo y

costo establecido. Además RECOPE cuenta en con el

personal capacitado y con experiencia que permite diligenciar la

obra dentro del tiempo y costo esperado.

C.3. Almacenamiento y distribución de GLP en Barranca.

1. Tener para el 2025, al menos 16.000 m3 de almacenamiento de GLP en Barranca.

Actividades

Diseño. Procura de materiales. Ejecución de la obra. Puesta en marcha y operación.

1. Planos en última versión. 2. Factura proformas, facturas oficiales, cotizaciones. 3. Manual de Ejecución del proyecto. 4. Definición del alcance del proyecto. 5. Ruta crítica del proyecto, Curva S. 6. Presupuesto de la obra total 170 MM US$ ±10%

1. Se revisarán los informes de la unidad ejecutora, en cuanto a facturas de compra de equipo,

revisión de presupuesto de ejecución.

Con la experiencia adquirida por RECOPE en anteriores proyectos, se espera que la Gerencia de la ejecución sea diligente y vigilante de los procesos de compra y construcción de las obras.



130

Anexo IV. Estudio de viabilidad legal del proyecto Terminal Pacífico42

Marco Legal que rige a RECOPE para el desarrollo de una Terminal

Portuaria, Región Pacífico

1- Sobre la competencia legal de RECOPE para desarrollar instalaciones para la

refinación, comercialización y transporte de petróleo crudo y sus derivados:

El conjunto de normas que regulan el actuar de RECOPE le otorgan la

competencia suficiente y necesaria para desarrollar y mantener las

instalaciones que requiera para la refinación de petróleo crudo y sus derivados.

En este sentido, el artículo 6 de la ley que regula a la Refinadora Costarricense

de Petróleo (Ley 6588 del 30 de julio de 1981), enmarca dichas actividades

dentro de los objetivos de esta Empresa:

“Los objetivos de la Refinadora Costarricense de Petróleo, S.A. son los

siguientes: refinar, transportar, comercializar a granel el petróleo y

sus derivados: mantener y desarrollar las instalaciones necesarias

para ello y ejercer, en lo que le corresponda, los planes de

desarrollo del sector energía, conforme al plan nacional de desarrollo43

. La

Refinadora no podrá otorgar préstamos, hacer donaciones, conceder

subsidios o subvenciones, ni construir oleoductos interoceánicos, sin la

previa autorización legal, salvo el caso del Hospicio de Huérfanos de San

José, al cual se le podrán otorgar, en forma directa, donaciones de

chatarra.

La Refinadora Costarricense de Petróleo, S.A. podrá asignarle al

Ministerio de Ambiente y Energía los recursos financieros, humanos,

42 Estudio realizado por la Dirección Jurídica y remitido a esta Jefatura mediante correo electrónico del

día 12 de febrero del 2020

43 (Así reformado por el artículo único de la ley N° 9062 del 8 de agosto del 2012)



131

técnicos y logísticos que se requieran para el cumplimiento de las

obligaciones encomendadas a este en la Ley de Hidrocarburos.

Asimismo, la Refinadora Costarricense de Petróleo, S.A. podrá participar,

individualmente o en titularidad compartida, en las licitaciones que

promueva la Dirección General de Hidrocarburos para la exploración y la

explotación de los hidrocarburos, de conformidad con las disposiciones de

la ley de Hidrocarburos”44.

Según lo dispuesto en el artículo de anterior cita, la construcción de

instalaciones para la refinación, comercialización y transporte, así como la

modernización o ampliación de estas, constituyen actividades necesarias para

la producción de los combustibles requeridos por el mercado nacional y, por

ello, forman parte del marco de competencias de RECOPE como empresa

pública.

Eco de esto, lo dispuesto en el VII Plan Nacional de Energía 2015 – 2030

(Decreto Ejecutivo N° 39219-MINAE), en el que se definió como objetivo

estratégico: “asegurar el abastecimiento a granel de los combustibles en

condiciones competitivas a nivel nacional”, y como objetivo específico:

“desarrollar y mantener la infraestructura para asegurar el abastecimiento de

combustibles en condiciones competitivas (importación, refinación, trasiego,

almacenamiento y distribución) de acuerdo con el Plan Estratégico de

RECOPE”.

Dado lo anterior, por formar parte de su objeto legal y ser una de las metas

establecidas en el Plan Nacional de Desarrollo vigente, RECOPE se encuentra

legalmente habilitado para emprender las actividades encaminadas a mantener

y desarrollar las instalaciones para poder refinar, transportar y comercializar a

44

(Así adicionado por el artículo 56 de la Ley de Hidrocarburos No.7399 del 3 de mayo de 1994)



132

granel el petróleo y sus derivados. Entendiéndose al gas licuado de petróleo

como uno de estos derivados, al ser una mezcla de gases compuestos por

Butano (C4H10) y Propano (C3H8), mayormente, que pueden ser obtenidos a

través del refinamiento del petróleo.

Ahora bien, para desarrollar este tipo de proyectos, se debe considerar también

lo dispuesto por la Ley 5525 , “Ley de Planificación Nacional”, la que mediante

el Artículo 1 creó el Sistema Nacional de Planificación cuya implementación y

operación está a cargo de MIDEPLAN, esto a efectos de lograr la óptima

utilización de los recursos públicos para el cumplimiento de los objetivos

estatales, en acatamiento de los principios de economía, eficiencia, gradualidad

y calidad de la inversión, siendo parte de éste el Sistema Nacional de Inversión

Pública (SNIP). Bajo esta normativa, RECOPE elaboró su Plan Estratégico

2016-221 vigente, por lo que todo proyecto institucional debe darse dentro de

este marco, incluidas reformas o revisiones, considerando además, el decreto

N° 35374-PLAN "Normas Técnicas, Lineamientos y Procedimientos de

Inversión Pública", en lo que fuere pertinente.

2- Sobre los posibles mecanismos legales de contratación administrativa

aplicables:

Además del régimen de contratación ordinaria, siendo que en el caso de la

Terminal Portuaria por la estimación del negocio, correspondería el

procedimiento de Licitación Pública, regulado a partir de los artículos 41 de la

Ley de Contratación Administrativa y 91 del Reglamento a la Ley de

Contratación Administrativa, el que debería tramitarse a través del SICOP;

RECOPE podría explorar otras alternativas legalmente válidas para concretar

la contratación:



133

a) CONTRATACIÓN ENTRE ESTADOS O CON SUJETOS DE

DERECHO PÚBLICO INTERNACIONAL

Sobre la posibilidad de contratación directa entre gobiernos, el Artículo

2°, “Excepciones”, de la Ley de Contratación Administrativa, en lo que

interesa señala:

“Se excluyen de los procedimientos de concursos

establecidos en esta ley las siguientes actividades:

(…)

b) Los acuerdos celebrados con otros Estados o con

sujetos de derecho público internacional”. (El uso del

destacado no es del original.)

De ahí que la norma de anterior cita, habilita la negociación directa entre

estados o con organismos de derecho público internacional,

excluyéndose esto de los procedimientos concursales ordinarios

establecidos en la Ley de Contratación Administrativa, lo cual legalmente

permitiría una eventual contratación entre un gobierno amigo y el

Gobierno de Costa Rica, a efectos de ejecutar alguno de los proyectos

de RECOPE, siempre que se establezca que RECOPE está habilitado

legalmente para ello, para lo cual RECOPE debería de previo realizar las

consultas respectivas tanto a la Contraloría como a la Procuraduría

General de la República..

b) DE LOS EMPRÉSTITOS

En el tanto los empréstitos se den entre sujetos de derecho público

internacional estarán exceptuados de los procedimientos ordinarios de

contratación administrativa. En relación con este punto, cabe señalar

que, en principio, por disposición constitucional cuando el Poder



134

Ejecutivo se endeuda debe acudir a la Asamblea Legislativa para que el

contrato préstamo sea debidamente aprobado.

Ahora bien, se ha entendido que si no se trata del Poder Ejecutivo ni

este funge como garante de la obligación, no tendrían que remitirse los

acuerdos a la Asamblea Legislativa para su aprobación.

c) DE LOS FIDEICOMISOS

Esta figura que, igualmente, está dentro de los denominados tipos

abiertos, podría encontrar dos caminos para su formalización, por un

lado la contratación directa exceptuada entre dos entes de derecho

público; y la contratación con un ente de derecho privado, la que

necesariamente deberá realizarse empleando el procedimiento de

contratación administrativa ordinario, previsto en la ley, según la

estimación del objeto contractual.

CONCLUSIONES

1- Según lo estipulado en el artículo 6 de la ley que regula a la Refinadora

Costarricense de Petróleo (Ley 6588 del 30 de julio de 1981), y en el VII

Plan Nacional de Energía 2015 – 2030 (Decreto Ejecutivo N° 39219-MINAE),

RECOPE se encuentra legalmente habilitado para emprender las

actividades encaminadas a mantener y desarrollar las instalaciones para

poder refinar, transportar y comercializar a granel el petróleo y sus

derivados. Entendiéndose al gas licuado de petróleo como uno de estos

derivados.

2- Dentro de los mecanismos legales para llevar la contratación a cabo,

aplicaría en principio el régimen de contratación ordinaria, siendo que en el

caso de la Terminal Portuaria por la estimación del negocio, correspondería



135

el procedimiento de Licitación Pública, regulado a partir de los artículos 41

de la Ley de Contratación Administrativa y 91 del Reglamento a la Ley de

Contratación Administrativa, que debería tramitado a través del Sistema

Integrado de Compras Públicas, SICOP.

3- De igual forma la normativa que rige la materia podría analizarse la

posibilidad de recurrir a mecanismos alternativos de contratación, según la

necesidad. Así el artículo el Artículo 2°, “Excepciones”, de la Ley de

Contratación Administrativa, permite la contratación directa entre Estados o

con sujetos de Derecho Público Internacional, siempre que no se

comprometa la administración del monopolio, se respeten los canales

diplomáticos correspondientes, se conforme el expediente respectivo, y se la

debida validación del precio, sea la razonabilidad de este, además

verificando que RECOPE tenga la competencia para ello, por lo que

resultaría recomendable elevar las consultas pertinentes a la Contraloría y

Procuraduría General de la República.

4- Según lo visto, dada la normativa de RECOPE que lo habilita para adquirir

financiamientos, al estar ante un sujeto de derecho público internacional,

como en principio lo sería el Banco Interamericano de Desarrollo, podría

realizarse una contratación directa de conformidad con el Artículo 2 inciso b)

de la Ley de Contratación Administrativa, lo que tendría que acreditarse en

el expediente que se conforme, no debiendo ir el convenio a aprobación de

la Asamblea Legislativa en el tanto no se trate de un endeudamiento donde

el Poder Ejecutivo o Gobierno de la República, aparezca como prestatario o

garante de la obligación, eso sí, debiendo seguirse el procedimiento del

“Reglamento para Gestionar la Autorización para la Contratación del Crédito

Público del Gobierno de la República, Entidades Públicas y demás Órganos

según corresponda”, Decreto Ejecutivo N°3522-H”, en lo que corresponda, y

sin comprometerse el capital accionario de la empresa.



136

5- La normativa que regula la actividad de RECOPE le autoriza a emplear los

mecanismos necesarios para la modernización de sus instalaciones, en aras

de lograr el mandato legal de que sus productos sean de óptima calidad,

siendo que uno de estos posibles mecanismos resulta ser la figura del

fideicomiso, siguiendo el criterio de la Contraloría General de la República

que ha considerado que, si bien la Ley No. 8131, “Ley de la Administración

Financiera de la República y Presupuestos Públicos”, considera la

posibilidad que los entes sujetos de derecho público realicen fideicomisos

con fondos del erario, siempre que exista una ley especial que les autorice,

el artículo 3° de la Ley de Contratación Administrativa, (Ley N° 7494 del 2 de

mayo de 1995), contiene una autorización legal que permitiría a los entes

públicos realizar fideicomisos incluso utilizando fondos del erario, en el tanto

se trate de un macro negocio. No obstante lo aquí expresado, la

determinación final de si el contrato de fideicomiso es viable o no en los

términos que se proponen, corresponde al Órgano Contralor encargado de

dar el refrendo a este tipo de contratos, quien finalmente determinará si

comparte el criterio aquí rendido o se aparta de él.



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Anexo V. Tipos de buques petroleros



138

Anexo VI. Notas y correspondencia



139

Anexo VII. Distribución de planta proyectada para la terminal Barranca



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Elaborado por: Gustavo Miranda Matarrita Revisado por: Jimmy Fernández Zúñiga Aprobado por: Óscar Acuña Céspedes

Dirección de Planificación RECOPE

DIRECCIÓN DE PLANIFICACIÓN...Estudio Factibilidad para el Proyecto Terminal Pacífico Etapa I iii...

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