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Resultados, Retos y Estrategias de Crecimiento del Sector de HidrocarburosResultados, Retos y Estrategias de Crecimiento del Sector de Hidrocarburos

Nicolas Mejia MejiaNicolas Mejia MejiaVicepresidente de Promoción y Asignación de ÁreasVicepresidente de Promoción y Asignación de ÁreasAgencia Nacional de HidrocarburosAgencia Nacional de Hidrocarburos

Indicadores EconómicosFactores de Atracción de Inversión

Indicadores EconómicosDatos Generales

Producto Interno BrutoEl sector representa

aproximadamente el 5.5% del PIB nacional

Inversión Extranjera Directa El sector de hidrocarburos

representa aproximadamente el 30% de la IED de Colombia

Recursos FiscalesEl aporte económico del sector petrolero

corresponde aproximadamente al 31% de los ingresos

totales del país

Balanza ComercialEl sector del Petróleo y

sus derivados representa

aproximadamente el 55% del total de las

exportaciones del país

Atr

activ

o

Fuente: Estudio de Percepción - ANH - Arthur D Little

Indicadores EconómicosEstudio de Benchmarking Regional - Percepción del Sector Petrolero

Indicadores EconómicosProducción Equivalente

Fuente: ANHP: Cifras a Octubre 2014

Promedio anual miles de barriles de petróleo equivalente diario (KBPED)

P: Cifras a Noviembre 28 Fuente: ANH

Indicadores EconómicosActividad Exploratoria – Sísmica y Pozos Exploratorios

*Sobrepasamos la meta de 25.750 Km fijada para el 2014.

Indicadores EconómicosReservas de Crudo y Gas

Incremento del 80% en los últimos 7 años

Incremento del 49% en los últimos 7 años

Crudo - Millones De Barriles Gas – Tera Pies Cúbicos

Fuente: ANH- Ecopetrol

Indicadores EconómicosHistorial de Procesos Competitivos

Proceso Bloques ofertados

Contratos suscritos

% Asignación

Ronda Caribe 2007 13 9 69%

Mini Ronda 2007 38 12 32%

Crudos Pesados 8 8 100%

Ronda Colombia 2008 43 22 51%

Mini Ronda 2008 102 41 40%

Ronda Colombia 2010 229 68 30%

Ronda Colombia 2012 115 50 43%

Ronda Colombia 2014 95 26 28%

Política PetroleraEstrategias de Crecimiento

1. Yacimientos No Convencionales

2. Yacimientos Costa Afuera

3. Recuperación Secundaria (ONSHORE)

4. Proyecto de Regionalización

Estrategias de Producción y Reservas1. Yacimientos No Convencionales – Datos Generales

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• 22 Áreas con prospectividad de YNC y 6 contratos firmados.

• Colombia es el tercer país en Sur América con mayor potencial de yacimientos de shale gas y shale oil después de Argentina y Brasil.

• Contratos: 5 bloques adjudicados en la Ronda Colombia 2012 y 1 adjudicado en la Ronda Colombia 2014.

• Marco Regulatorio: Aprobado (Resolución 90341) • Reglamento Ambiental: Aprobado (Resolución 0421)• De acuerdo con la programación de pozos exploratorios

se estiman aproximadamente 20 pozos en los próximos 2 años.

Estrategias de Producción y Reservas1. Yacimientos No Convencionales – Bloques Adjudicados

En total existen 7 contratos firmados a la fecha para la Exploración y Producción de Hidrocarburos en Yacimientos No Convencionales y la inversión estimada en este tipo de yacimientos es de 1 Billón de Dólares.

Ronda Bloque Contratista

Inversión Estimada (Programa Mínimo Exploratorio +

Inversión Adicional) – Todas las Fases

Ronda Colombia

2012

COR 62 UNIÓN TEMPORAL ECOPETROL - EXXON MOBIL USD $ 143.089.374

CAT 3 ECOPETROL USD $ 157.433.522

VMM 5 ECOPETROL USD $ 159.043.042

VMM 16 ECOPETROL USD $ 148.495.822

VMM 29 UNION TEMPORAL ECOPETROL - EXXON MOBIL USD $ 155.713.774

Ronda Colombia

2014VMM 09 PAREX RESOURCES USD $ 193.090.800

N/A VMM 37 UNION TEMPORAL EXXONMOBIL – PATRIOT ENERGY USD $ 26.000.000

Total USD $ 982.866.334

Para promover la inversión nacional y extranjera en la exploración y producción de hidrocarburos no convencionales, la ANH realizó diferentes estudios e investigaciones con el fin de crear un modelo integrado de las cuencas con prospectividad para este tipo de yacimientos:

•7 “slim holes” en la cuenca Cordillera Oriental.•Mas de 7.000 Km de sísmica reprocesada.•Modelos geoquímicos, petrofísicos y estratigráficos. •Inversión por encima de 30 mil millones COP en estudios del subsuelo.

Estrategias de Producción y Reservas1. Yacimientos No Convencionales – Estudios y Prospectividad

Estrategias de Producción y Reservas2. Yacimientos Costa Afuera – Datos Generales

• 23 Contratos Vigentes (incluyendo Ronda Colombia 2014): Costa Caribe 21 Contratos (8 TEAs y 13 E&Ps) y Costa Pacifica 2 Contratos (1 TEA y 1 E&P).

• Ronda Colombia 2014: 5 bloques adjudicados y compromisos exploratorios por 540mm USD, de los cuales 212mm USD corresponde a inversión adicional.

• Términos de Referencia 2014: Mejores condiciones económicas.

• Estudio de la Universidad Nacional de Colombia (2012): El potencial de recursos costa afuera, podrían multiplicar por seis las reservas de crudo y triplicar las de gas en Colombia.

• Las empresas con operaciones costa afuera en el país se comprometieron a invertir 1.600 millones de dólares en la perforación de ocho pozos para los próximos cuatro años

• Documento CONPES para el establecimiento de zonas francas (Free Trade Zones) para la actividad offshore: En elaboración.

Contrato Tipo Año

Inversión Comprometida / $USD Milliones

Pozos Exploratorios

Programa Sísmico/ 2D Equivalentes

(KM)

1 FUERTE NORTE E&P 2006 78 1 4.400

2 FUERTE SUR E&P 2006 78 1 4.400

3 GUA OFF-2 E&P 2012 36 1 284

4 PURPLE ANGEL E&P 2012 85 1 1.440

5 RC-05 E&P 2007 48 1 1.360

6 RC-07 E&P 2007 20 1 1.150

7 RC-09 E&P 2007 49 1 820

8 RC-10 E&P 2007 46 1 820

9 RC-11 E&P 2007 45 1 860

10 RC-12 E&P 2007 10 0 860

11 SIN OFF-7 E&P 2014 229 2 1.980

12 TAYRONA E&P 2004 129 3 4.960

13 URA-04 E&P 2012 36 1 360

14 COL-02 TEA 2012 25 0 14.300

15 COL-03 TEA 2012 19 0 3.500

16 COL-05 TEA 2012 18 0 7.100

17 COL-1 TEA 2014 152 0 25.680

18 COL-4 TEA 2014 47 0 9.600

19 COL-6 TEA 2014 60 0 10.960

20 COL-7 TEA 2014 44 0 8.400

21 GUA OFF-1 TEA 2012 36 0 7.780

22 GUA OFF-3 TEA 2012 21 0 5.300

23 TUM OFF -3 E&P 2010 27 1 223

TOTAL 1.338 16 116.537

Estrategias de Producción y Reservas2. Yacimientos Costa Afuera – Bloques Adjudicados

Área Cuenca Área (He)1 CAYOS 4 CAY 499.5062 CAYOS 8 CAY 1.204.5063 CAYOS 9 COL 1.234.9414 CHO OFF 1 CHO OFF 996.1065 CHO OFF 2 CHO OFF 872.2646 CHO OFF 3 CHO OFF 753.7277 CHO OFF 4 CHO OFF 1.024.3028 CHO OFF 5 CHO OFF 402.4179 CHO OFF 6 CHO OFF 403.124

10 COL 8 COL 934.03011 COL 9 COL 956.54212 GUA OFF 5 GUA 57.49513 GUA OFF 6 GUA OFF 135.89414 GUA OFF 7 GUA OFF 40.80415 GUA OFF 8 GUA OFF 117.23016 GUA OFF 9 GUA OFF 143.09217 MERAYANA CHO OFF 658.11118 RC-10 GUA OFF 16.73119 RC-12 GUA OFF 42.78420 RC-13 GUA OFF 66.97421 RC-7 SIN OFF 83.68822 RC-7 SIN OFF 4.21123 RC-9 GUA 2.53824 SIN OFF 1 SIN OFF 61.51425 SIN OFF 2 SIN OFF 60.26426 SIN OFF 3 SIN OFF 102.60327 SIN OFF 4 SIN OFF 41.48128 SIN OFF 5 SIN OFF 92.61129 SIN OFF 6 SIN OFF 167.88830 TAYRONA GUA OFF 63.46531 TUM OFF 1 TUM OFF 821.69832 TUM OFF 2 TUM OFF 663.85033 TUM OFF 4 TUM OFF 626.01534 TUM OFF 5 TUM OFF 321.83035 TUM OFF 7 TUM OFF 743.74236 URA 1 URA 29.516

TOTAL 14.447.493

Estrategias de Producción y Reservas2. Yacimientos Costa Afuera – Áreas Prospectivas

Estrategias de Producción y Reservas3. Plan de Recuperación Secundaria

El volumen de petróleo estimado en el subsuelo (Petróleo Original En Sitio - POES) es de 52 mil millones de barriles con un factor de recobro promedio de 24%.

CUENCAACEITE ORIGINAL EN

SITIO (Mbbls)POES (%) FR (prom.) %

LLANOS 26.649,32 51% 37%VMM 16.043,20 31% 13%VSM 4.013,73 8% 20%CAGUAN-PUT 3.154,09 6% 21%CATATUMBO 1.793,03 3% 30%CORDILLERA 669,49 1% 22%VIM 252,68 0,5% 19%TOTAL 52.575,53 PROMEDIO FACTOR DE RECOBRO 24%

Con la aplicación de nuevas tecnologías en los campos productores del país se podría incrementar el factor de recobro y con esto las reservas de hidrocarburos.

Estrategias de Producción y Reservas4. Proyecto de Regionalización – Inversiones pendientes USD$

Proceso Competitivo Tipo Contrato

Cantidad Contratos* Inversión Pactada** Inversión

EjecutadaInversión Por

Ejecutar Minironda 2007 E&P 12 $ 161.693.500 $ 85.538.500 $ 61.155.000 Ronda Caribe 2007 E&P 9 $ 133.000.000 $ 94.100.000 $ 38.900.000 Minironda 2008 E&P 41 $ 1.010.385.205 $ 471.110.604 $ 472.444.601 Ronda Colombia 2008 E&P 22 $ 829.512.040 $ 453.282.040 $ 365.630.000 Ronda Colombia 2010 E&P 51 $ 1.188.882.040 $ 193.874.400 $ 913.607.320 TEA 10 $ 148.699.164 $ 45.901.614 $ 102.797.550 Ronda Colombia 2012 E&P 42 $ 2.309.928.151 $ 12.428.813 $ 2.297.499.338 TEA 8 $ 288.120.992 $ 61.907.721 $ 226.213.271 Ronda Colombia 2014 E&P 22 $ 965.290.177 $ 965.290.177 TEA 4 $ 302.200.000 $ 302.200.000 Subtotal Procesos Competitivos 221 $ 7.337.711.269 $ 1.418.143.692 $ 5.745.737.257 Crudos Pesados Especiales TEA 8 $ 334.281.357 $ 240.920.740 $ 93.360.617 Nominación de Áreas E&P 8 $ 195.746.001 $ 80.942.001 $ 94.104.000 Contratación Directa E&P 145 $ 3.033.367.363 $ 1.771.316.811 $ 1.122.523.552 TEA 14 $ 96.873.081 $ 14.729.281 $ 81.863.800Subtotal Otros Procesos 175 $ 3.660.267.802 $ 2.107.908.833 $ 1.391.851.969TOTAL 396 $ 10.997.979.071 $ 3.526.052.525 $ 7.137.589.226***

* Contratos Vigentes actualmente con la ANH.** Inversión pactada se refiere a la suma del total de las fases explotarías más la inversión adicional. Este monto no siempre coincide con la suma de la inversión ejecutada más la inversión por ejecutar, ya que los contratistas pudieron renunciar al contrato en alguna de las fases.*** Este total incluye los montos por ejecutar de la Ronda Colombia 2014. Sin tener en cuenta estos contratos, la inversión por ejecutar serían 5.900 millones de dólares aproximadamente.

Talleres Regionales: Actividades técnicas dirigidas a públicos especializados, con el objetivo de capacitar e informar a líderes de opinión y voceros regionales.

Oficinas Regionales: Se busca posicionar a la ANH en las regiones de influencia hidrocarburífera mediante la creación de puntos de atención, en donde el público cuente con información verás, clara y precisa.

Proyecto de Regionalización: Fortalecer la presencia del gobierno, y en particular de la ANH ,en las regiones hidrocarburiferas del país, con el fin de facilitar y agilizar la inversión pendiente de ejecutar de los contratos E&Ps y TEAs suscritos por la ANH.

Estrategias de Producción y Reservas4. Proyecto de Regionalización

Política PetroleraRetos del Sector

1. Precio del Crudo

2. Yacimientos No Convencionales - USA

3. Apertura del Mercado Mexicano

4. Comunidades y Medio Ambiente

Retos del SectorPrecio del Barril de Crudo

$0

$20

$40

$60

$80

$100

$120

US

$/b

bl (

Bre

nt)

Weighted Average

Puntos de Equilibrio para Nuevos Proyectos de Hidrocarburos (Brent)

TIGHT OIL OIL SANDS THERMAL

OIL SANDS MINING

SHALLOW WATER

ULTRA DEEPWATER

DEEPWATER ONSHORE

$120

$100

$80

$60

$40

$20

$ 0

WEIGHTED AVERAGE

Fuente: WoodMackenzie – VI Oil & Gas – Colombia (2014)

USD$73

US

$ BB

L (B

REN

T)

Retos del SectorDesarrollo de Yacimientos No Convencionales (USA) - Precios

Fuente: Bloomberg (2014)

La situación de las cuencas de YNCs desarrolladas en USA, muestra un precio promedio de equilibrio de USD$80. Sin embargo, el punto de

equilibrio de las cuencas con mayor producción (Ref. Eagle Ford, Permian y Bakken) está entre USD$50 y USD$70.

Retos del SectorDesarrollo de Yacimientos No Convencionales (USA) - Exportaciones

Retos del SectorApertura del Mercado Mexicano

Después de 70 años de restricción a la inversión extranjera, México presentará oportunidades de Exploración y Producción a través de rondas licitatorias que ofrecen igualdad de condiciones a los inversionistas interesados.

RONDA 1

La reforma energética Mexicana abre un nuevo frente con el cual país tiene que competir:

•Se incrementa el número de bloques disponibles en la región.

•México cuenta con una industria de servicio experimentada para el desarrollo de fronteras exploratorias.

•Cercanía con la actividad E&P Norte-Americana, su tecnología y sus facilidades de infraestructura para el desarrollo de la actividad.

RONDA 0

En agosto del 2014, por medio de la Ronda 0 se asignaron 489 áreas para la actividad E&P que van a ser operadas por la NOC Petróleos Mexicanos (PEMEX).

La Ronda 0 también estableció las 169 áreas que serán ofertadas a la industria petrolera.

AREA TIPO Bloques / Campos

Aguas ProfundasÁrea Perdido Recurso Prospectivo 11

Aguas ProfundasSur Recurso Prospectivo 17

ChicontepecNo Convencionales

Reservas 2P 28

Recurso Prospectivo 62

Continentales, Aguas Someras

y Extra-Pesados

Reservas 2P 32

Recurso Prospectivo 11

No Convencionales Recurso Prospectivo 8

TOTAL 169

Retos del SectorComunidades y Medio Ambiente

Licencias Ambientales Consultas Previas

2014* 15 meses 8 meses

Ultimo Trimestre 6 meses 6 meses

*Este es el promedio de Enero a Septiembre de 2014.Fuente: ANH – ANLA – Mininterior

CONFLICTO SOCIAL – Bloqueos Actividades Petroleras

Trimestres 2010 2011 2012 2013 2014

Ene-Mar 20 52 92 123 91

Abr-Jun 19 30 68 161 20

Jul-Sep 37 47 72 124 -

Oct-Dic 15 42 76 95 -

Total 91 171 308 503 111*

ConclusionesObjetivo, retos y oportunidades

Oportunidades•Recursos No convencionales

•Recursos Costa Afuera

•Tecnología – Factor de Recobro

OBJETIVO: Incrementar las RESERVAS de hidrocarburos

Retos•Precio del Crudo y Competencia Global

•Relacionamiento con las Comunidades

•Sostenibilidad y Licenciamiento Ambiental

•Seguridad Pública

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