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Market Evolution – September 2011 Evolución del mercado de Refinación Los Mejoradores Antonio Di Pasquale – Vicepresidente, Línea de productos de refinación.

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1 Market Evolution – September 2011 Evolución del mercado de Refinación Los Mejoradores Antonio Di Pasquale – Vicepresidente, Línea de productos de refinación

2 Market Evolution – September Contenido 1.Tendencias del mercado 2.Desafíos futuros 3.Fases de ejecución del proyecto 4.Procesamiento de crudo pesado y Mejoradores

3 Market Evolution – September Tendencias del mercado

4 Market Evolution – September 2011 Resumen del mercado Onshore Tradicionalmente, la refinación es el sector Onshore con el más elevado gasto de capital Source: HPI Construction Boxscore Worldwide Capital Spending

5 Market Evolution – September Consumo de combustibles Perspectiva energética a corto plazo World Liquid Fuels Consumption Retorno a 86,7 millones de bbl/d Crecimiento de 2,4 millones de bbl/d en 2010 Segundo aumento anual más grande al menos en 30 años

6 Market Evolution – September Producción de combustibles líquidos a largo plazo Perspectiva energética internacional de la EIA para 2010 World liquid fuels production Se espera que la producción petrolera sigua creciendo a largo plazo Se espera una producción general de casi 110 MBPSD en 2035 Con alrededor de 22 MBPSD de capacidad adicional de refinación por ser instalada, equivalente a casi dos refinerías de BPSD cada año

7 Market Evolution – September Y la producción petrolera convencional se está acercando al límite... Oil Production in Million Barrels per Day Conventional only Adds Unconventional Adds Improved recovery Sources:USGS Estimates of Total Recoverable Resources: Peter R. Odell, Erasmus University Rotterdam Producción petrolera

8 Market Evolution – September Crecimiento de la demanda petrolera por región Informe de la EIA sobre el mercado petrolero * Growth in kBPSD in 2009 / 2010 / ha visto crecer la demanda petrolera en casi todas las regiones, menos en Europa En 2011, se espera que continúe el crecimiento, pero en menor grado Se espera que solamente África tenga un mejor desempeño que en 2010 *February 2011

9 Market Evolution – September Tendencias del mercado: conclusión Los fundamentos se recuperan, La evolución a corto plazo continúa siendo incierta EIA espera que el consumo de combustibles líquidos a escala mundial crezca 1,5 millones de bbl/d en 2011 y otros 1,7 millones de bbl/d en 2012 La EIA espera un ajuste continuado de los mercados petroleros mundiales durante los próximos dos años Particularmente a la luz de los acontecimientos recientes en el Norte de África y el Medio Oriente, la región con la mayor producción del mundo Los incentivos para la conversión de residuos están regresando lentamente Los márgenes de refinación se recuperan progresivamente

10 Market Evolution – September Desafíos futuros

11 Market Evolution – September Cambios esperados en las especificaciones de combustibles Biocombustibles y bajo carbono toman la escena principal Especificación Combustible Demoras en mejoras de la calidad de los combustibles, excepto Brasil, Chile y Colombia Especificaciones urbanas Mandatos de biocombustibles Reducción de Gases de invernadero Desulfurización en los Balcanes Diversas mezclas de biocombustibles Lento progreso nueva política rusa sobre calidad de combustibles Progreso en Bielorusia, Kazajistán Uso limitado e interés en biocombustibles Región diversa Diferentes niveles de calidad de combustibles Diversas mezclas de biocombustibles en el mercado Mejora de las normas locales La reducción de azufre sigue siendo un desafío Armonización regional Región diversa Se esperan políticas locales más estrictas en cuanto a calidad de combustibles Principal exportador Fuente: IFQC

12 Market Evolution – September Futuras especificaciones para combustibles Los programas de mejoramiento de combustibles casi están por finalizar en el noreste de Europa y en América del Norte Los mandatos con respecto a biocombustibles aumentarán la proporción de biocomponentes en los combustibles derivados de petróleo CIS, América del Sur, Asia-Pacífico, África y el Medio Oriente son algunas de las regiones en donde será necesario invertir en refinación para cumplir con las especificaciones más exigentes en cuanto a combustibles IFQC – Enero de 2011 Gasolina Diesel

13 Market Evolution – September Se pronostica que a largo plazo el mercado del fuel oil cambiará del sector de generación eléctrica a la industria marítima Mercado del fuel oil

14 Market Evolution – September Calidad del producto – combustibles marinos También se espera una reducción de los niveles de azufre de los combustibles tipo bunker Esto podría conducir a cambios importantes en las configuraciones de fondo de barril Dependiendo del tipo de crudo, podría ser necesario destruir la fracción de fuel oil Sulfur Limits, wt%Inland Waters Open Waters - SECA (Sulfur Emission Control Areas) Open Waters Expected (United States, Japan, Singapore & Australia) or 2025 Expected --0.5

15 Market Evolution – September Ventana de operación típica para tecnologías de conversión de residuos

16 ZUATA (8.4° API) AR 350°C+ VR 520°C+ MEREY (16.0° API) AR 350°C+ VR 520°C+ Zuata AR 350 °C+ Zuata VR 520 °C+ Merey AR 350 °C+ Merey VR 520 °C+ Ventana de operación típica para tecnologías de conversión de residuos

17 Market Evolution – September Gastos de capital esperados por región In the next 5 years: 0.5 Billion USD for new capacity In the next 5 years: 10.8 Billion USD for new capacity 8.5 Billion USD for fuel quality In the next 5 years: 8.1 Billion USD for new capacity 2.1 Billion USD for fuel quality In the next 5 years: 11.6 Billion USD for new capacity 4.3 Billion USD for fuel quality In the next 5 years: 16.5 Billion USD for new capacity 11.0 Billion USD for fuel quality In the next 5 years: 2.4 Billion USD for new capacity 7.9 Billion USD for fuel quality

18 Market Evolution – September Fases de ejecución del proyecto

19 Market Evolution – September Ejecución del proyecto IPC (Ingeniería- Procura- Construcción) Operaciones de la planta Planificación del negocio Estudio de pre- factibilidad FEL 1 Definición progresiva del proyecto (FEL) Planificación del proyecto Paquete (FEED) FEL 3 APROBACIÓN JUNTA Ingeniería Diseño de detalle Procura Fabricación Construcción Pre-Comissioning Puesta en servicio Arranque Operación Mantenimiento Proyectos Mechanical Completion & ENTREGA Diagramas P & I Especificaciones de equipos Plan de procura Plan de ejecución Alcance del trabajo Análisis del cronograma Autorización Operaciones actuales Technip es un socio de probada solidez en las fases de ejecución de proyectos –Proceso controlado por compuertas (gated process) hasta la operación de la planta Planificación de instalaciones Estudio de factibilidad detallado FEL 2 Definición de recursos Relaciones con interesados Aplicación reglamentaria Memorándum de la base de diseño Evaluación económica Estrategia de financiamiento del proyecto

20 Market Evolution – September Su socio a lo largo de todo el proyecto The cost influence curve Las fases tempranas del proyecto son el mejor momento para influir en los costos Ability to influence cost Project cost generated Capital Investment Process Stage Low COST GENERATED Business Project EPC Maintenance Assessment Planning Execution DecreasingHigh ABILITY TO INFLUENCE COST Project Definition Project Operation &

21 Market Evolution – September Ciclo de producción

22 Market Evolution – September Estudio de pre-factibilidad (FEL1) Ejecución o validación del análisis de mercado Estudio de configuración de varios esquemas de proceso que usan PIMS (Process Industry Modelling System), un software con licencia de AspenTech que utiliza ampliamente Technip para realizar estos estudios. Este estudio investigará diferentes opciones tecnológicas sobre la base de los resultados del análisis de mercado (por ejemplo, diferentes soluciones para el fondo del barril, procesamiento de destilados intermedios, etc.) Estimación de costos Análisis económico (IRR y NPV sobre el flujo de caja del proyecto) y clasificación de los esquemas de procesamiento modelados Principales actividades

23 Market Evolution – September Plan Maestro de Rentabilidad de la Refineria – Ejemplo 1 Case 1 SDA+ Gasification ARO + Gasoline Case 2 Residue HCK ARO + Gasoline Case 3 Flexicoking ARO + Gasoline Case 4 SDA + Gasification ARO – no Gasoline Case 5 Residue HCK ARO - no Gasoline Case 6 Flexicoking ARO – no Gasoline Inv. Cost MM US$ 6,4556,2115,7826,4286,4225,828 IRR % NPV MM US$ POT y/m 6 / 47 / 56 / 36 / 57 / 16 / 2

24 Market Evolution – September Estudio de factibilidad detallado (FEL2) Evaluación y pre-selección del proveedor de la licencia (a través de investigación, análisis técnico y comercial) Actualización del estudio de configuración sobre la base de los datos de rendimiento del proceso del otorgante de la licencia (por PIMS) Encuesta en el sitio y recolección de datos principales Datos preliminares para evaluación del impacto ambiental Estimación de costos de inversión en un intervalo de precisión que será determinado sobre la base del tipo y la extensión de la documentación comercial del otorgante de la licencia y el diseño preliminar ejecutado por Technip Italia sobre el balance de la planta Análisis financiero y económico detallado (IRR, NPV tanto sobre el proyecto como los flujos de caja de capital, relación servicio de la deuda-cobertura, evaluación financiera preliminar) Principales actividades

25 Market Evolution – September Paquete FEED (FEL3) Validación de la base de diseño Finalización de acuerdos con los proveedores de licencia seleccionados e inicio de la preparación del paquete de diseño del proceso Supervisión de las actividades de los proveedores de la licencia Diseño complementario del proceso sobre la unidades otorgadas en licencia Preparación del paquete de diseño del proceso para las unidades no otorgadas en licencia (incluyendo servicios e instalaciones fuera del sitio) Homogenización del diseño para todas las unidades ya sea otorgadas en licencia o no Principales actividades

26 Market Evolution – September Fase de ejecución del proyecto (Ingeniería, Procura, Puesta en servicio) Ninguna concesión en cuanto a Salud y Seguridad (SHA) Cultura de hagámoslo suceder Hacerlo bien la primera vez Procura y entrega enfocada hacia la construcción Garantizar que documentación, materiales, mano de obra y equipos estén siempre en servicio de los frentes del trabajo de construcción Asignar riesgos del proyecto a la parte correcta Planificar, organizar, monitorear y controlar la fase de construcción Reglas de oro

27 Market Evolution – September Ejecución del Proyecto CAD 3D Model Review

28 Market Evolution – September Ejecución del Proyecto 3D Design to Build

29 Market Evolution – September Ejecución del Proyecto 3D Design to Build

30 Market Evolution – September Procesamiento de crudo pesado y Mejoradores 30

31 Market Evolution – September Caracterización de los crudos pesados desarrollados en proyectos recientes de Technip

32 Market Evolution – September Caracterización de los crudos pesados para el proyecto de expansión de la refinería de Cartagena

33 Market Evolution – September Technip ha desarrollado una vasta experiencia con la Corrosión por Ácido Nafténico (NAC) a través de proyectos recientes y anteriores Se presta particular atención a: Crudo con un alto TAN y bajo contenido de azufre Análisis adecuado de la distribución de TAN asociada con el perfil de temperatura Alta velocidad / áreas de turbulencia Áreas de evaporación/condensación Ejemplos de áreas de preocupación Hornos Líneas de transferencia Fondo de las torres de destilación Technip especifica aleaciones que contienen molibdeno para mejorar la resistencia a NAC. Para condiciones severas, se usa acero inoxidable grado 317L Corrosión por ácido nafténico Enfoque de Technip

34 Market Evolution – September TECHNIP ITALY plays a key role in the challenging 'HORIZON Project' producing Synthetic Crude Oil from the Athabasca Oil Sands, in the Province of Northern Alberta, Canada, which is likely to be the most important key reserve of unconventional energy in the world Horizon Oil Sands Project – Primary Upgrading, Canada 1 outstanding EPC contract 2 FEED projects & EPCM for Upgrading Tranche 2 Project for Canadian Natural Resources

35 Market Evolution – September Horizon Oil Sands Project – Primary Upgrading, Canada

36 Market Evolution – September Horizon Oil Sands Project – Primary Upgrading, Canada Client: Canadian Natural Resources Limited 292,400 BPSD Diluent Recovery Unit / 123,000 BPSD Delayed Coking Unit Value: US$ 726 million Completion: 2008 A very challenging mega-project executed in extremely harsh climate. Fort Mc Murray Canada

37 Market Evolution – September A LS * + Target contract UnitCapacityLicensor Diluent recovery unit292,400 BPSDTECHNIP Dry bitumen capacity145,200 BPSD Delayed coking unit123,000 BPSDABB LUMMUS *Lump Sum The delayed coker and the diluent recovery units Horizon Oil Sands Project – Primary Upgrading, Canada

38 Market Evolution – September Horizon Oil Sands Project – Secondary Upgrading, Canada – EDS for Phase II/III Client: Canadian Natural Resources Limited Reimbursable + Target Completion: 2007 Fort Mc Murray Canada 44,800 BPSD Gasoil hydrotreater (UOP) Combined hydrotreater (UOP) 44,800 BPSD Gasoil 29,250 BPSD Distillate Common facilities expansion: Wash water surge drum & pumps Rich amine flash drum Interconnecting Pipe Rack Butane Treating Unit Mine Diesel Treating

39 Market Evolution – September Horizon Oil Sands Project – Primary Upgrading – Canada G1° Diluent Tower : Capacity =292,400 BPSD (DilBit, Phase I) ID > 6 m; H (TL-TL) > 30 m Top Head and shell material: KCS with 6 mm CA Bottom Head and shell material: CS cladded with 3 mm SS 317L Diluent Recovery Unit Diluent Tower Feed Heaters 2x400GJ/h: Process Coils (Convection/Radiant): SS 317L with 1.25 mm CA ID > 6 m; H (TL-TL) > 30 m Vacuum Tower : Capacity =242,000 BPSD (Phase III) ID > 14 m; H (TL-TL) > 40 m Top Head and shell material: KCS with 6 mm CA Bottom Head and shell material: CS with 3 mm cladding SS 317L Vacuum Tower Feed Heaters 150GJ/h Process Coils (Convection/Radiant): SS 317L with 1.25 mm CA

40 Market Evolution – September Upgrading Tranche 2 Project – Canada Client: Canadian Natural Resources Limited Gas recovery unit 966 BPSD Butane recovery 600 t/d Sulfur recovery unit Lump sum + Reimbursable US $ 91 Completion: 2012 Fort Mc Murray Canada

41 Market Evolution – September Fort Hills – Primary Upgrader (PUG) – FEED - Canada Client: Fort Hills Energy L.P. For Petro- Canada Oil Sands Inc 219,800 BPSD Diluent Recovery Unit (cap. 157,000 BPSD bitumen only) 141,000 BPSD Delayed coking unit (Licensor Foster Wheeler) Gas recovery unit Coke handling unit Fort Hills Canada Reimbursable Completion: 2008

42 Market Evolution – September The primary feed to the DRU is diluted bitumen (DilBit) with a diluent to bitumen volume ratio of 0.4 to 1 Diluted bitumen comes from the bitumen production facility (PFT, Paraffinic Froth Treatment) about 500 km from Sturgeon Upgrader site Bitumen feed contains up to 1.0 wt% of fine solids (clay, etc). Project Context Diluted Bitumen Design Unit highlights: Four-year run length Expected stream factor is 0.94 The turndown capacity is 50% of design capacity Fort Hills – Primary Upgrader (PUG) – FEED - Canada Diluent Recovery Unit Diluent Tower : ID > 5 m; H (TL-TL) > 33 m Top Head and shell up to tray 22 material: CS with 3 mm C-276 HASTELLOY cladding Tray 22 material down to the bottom head: CS with 3 mm SS 317 Cladding Diluent Tower Feed Heaters 2x90 MW Process Coils material (Convection/Radiant): 9Cr1Mo, 4.5 mm CA

43 Market Evolution – September Sincor Upgrader, Jose - Venezuela Client: SINCOR C.A (TOTAL / PDVSA / STATOIL ) 285,000 BPSD diluent recovery unit Execution: Technip and partners Value: US$ 1050 million Start up: 2001 A challenging extra heavy crude upgrader executed with Parsons-KBR and Proyecta under the leadership of Technip Jose Venezuela

44 Market Evolution – September Sincor Upgrader, Jose - Venezuela LSTK + Incentive EPC * contract UnitCapacityLicensor Atm. Distillation285,000 BPSDTECHNIP Vac. Distillation146,00 BPSDTECHNIP Naphtha & Gasoil HDT93,000 BPSDAXENS Mild Hydrocraker (124 Bar)69,000 BPSDAXENS Delayed Coker Unit89,000 BPSDFW Sulfur900 TPD- Hydrogen-KRUPP UHDE *Lump Sum Turn Key + Incentive Engineering Procurement and Construction

45 Market Evolution – September Petrozuata Upgrader, Jose - Venezuela Client: Petrozuata C.A (Conoco / Maraven) 175,000 BPSD diluent recovery unit Execution: Technip and partners Start up: 2000 The project has been executed by Technip, B&R, Parsons, Ditech and Proyecta Jose Venezuela

46 Market Evolution – September Petrozuata Upgrader, Jose - Venezuela LSTK EPC * contract UnitCapacityLicensor Atmospheric distillation175,000 BPSDCONOCO Vacuum distillation90,000 BPSDCONOCO Delayed coker52,000 BPSDCONOCO LPG recovery3,200 BPSD Naphtha hydrotreater10,200 BPSDIFP Hydrogen purificationPSA LPG causticUOP Merox Amine treatment/regeneration1,200 GPMDEA Sulfur Recovery2 x 100 t/dCOMPRIMO Tail Gas TreatmentSulfreen *Lump Sum Turn Key Engineering Procurement and Construction

47 Market Evolution – September Muchas Gracias


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