I Seminario Latinoamericano y del Caribe de Petróleo y Gas Regulación en materia de Exploración y...

I Seminario Latinoamericano y del Caribe de Petróleo y Gas

Regulación en materia de Exploración y Producción de Hidrocarburos

Armando Zamora ReyesDirector General

Quito, Julio 2011

Contenido

1. Marco institucional

2. Modelos contractuales

3. Estadísticas de la industria

4. Ronda Colombia 2010

2

Contrato de AsociaciónECOPETROL es empresario, regulador y administrador del recurso petrolero. La Exploración y Explotación de hidrocarburos la hace en conjunto con otra empresa privada quien asume el riesgo exploratorio y las inversiones para este periodo. Las regalías y la participación de ECOPETROL en estos contratos van cambiando con diversos ajustes: (50-50, Participación escalonada, factor R, regalías escalonadas).La duración máxima del contrato es de 28 años (6 exploración y 22 producción)

Historia de Contratos de Exploración y Explotación de Petróleo en Colombia

Contrato de ConcesiónContrato Exploración y Explotación (E&P)hidrocarburos

Contrato de ConcesiónEl Estado cede a un privado un área por un tiempo entre 23-50 años para exploración y explotación. Regalías entre 6-15%.

1905 1974 2003

Contrato de Exploración y Explotación de hidrocarburosEl Estado a través de la ANH ejerce las funciones de administrador de los recursos y seguimiento. El contratista tiene el 100% de participación en programas de trabajos, activos, costos y riesgos, autonomía y responsabilidad operacional y derechos sobre toda la producción. ECOPETROL es un empresario más.

Contrato de Asociación

3

Rol de Ecopetrol y ANHNuevo Contrato

ECOPETROLOperador y Regulador

Contrato de Asociación

ECOPETROL S.A.Empresario

ANHAdministrador del Recurso

Nuevo contrato

Dedicado a:

• Administrar el recurso hidrocarburífero.

• Colaborar en formulación de Políticas del sector.

• Administrar información Técnica, promover y asignar áreas.

• Administrar participación Estatal en nuevos contratos de E&P.

• Recaudo y giro de regalías y compensaciones monetarias .

Dedicado a:

• A la exploración y explotación en los contratos de asociación que haya suscrito y las áreas operadas directamente por la Empresa y las que le sean asignadas por la ANH.

• A la refinación de Hidrocarburos.

• Distribución de Hidrocarburos.

• Transporte y almacenamiento de hidrocarburos.

• Comercialización Nacional e Internacional de gas, petróleo o sus derivados. (Comercialización Upstream y Downstream).

4

La nueva política estuvo respaldada por una reestructuración institucional

Adopta la política nacional

Administra y promueve el aprovechamiento del recurso

Explora, produce, refina, transporta y comercializa

Ministerio de Minas y Energía

5

Creación de la ANH mediante Decreto 1760

Entra en operación la ANH.

Se aprobó el nuevo modelo de contrato E&P

Se firmó el primer contrato E&P con la ANH

Nuestro crecimiento e impacto en el sector…

26 de junio de 2003

1 de enero de 2004

31 de mayo de 2004

13 de agosto de 2004

Vigencia 2004 al 2011Desde su creación, la ANH

ha firmado

A 31 de diciembr

e de 2010

A 31 de mayo de

2011

E&P 236 300

TEA 80 89

Total 316 389

Fuente: Oficina Asesora Jurídica ANH

6

Marco estratégico

La ANH es la autoridad encargada de promover el aprovechamiento óptimo y sostenible de los recursos hidrocarburíferos del país,

administrándolos integralmentey armonizando los intereses de la sociedad, el Estado y las empresas del sector.

Seremos reconocidos como una entidad modelo en el mundo por:• el conocimiento del potencial del subsuelo

colombiano y el logro de su aprovechamiento;• la eficiencia y transparencia en la administración de

hidrocarburos y el trabajo conjunto con la industria y la comunidad; y

• el profesionalismo de nuestro equipo, el alto nivel tecnológico y la eficiencia y agilidad en procesos clave.

Misión

Visión

7

Objetivos estratégicos

Generación de recursos para el Estado

ReservasProvisión de energía abundante

y asequible

Gen

erac

ión

de a

ctiv

idad

eco

nóm

ica

8

Contratos

Pozos A3

Descubrimientos (20 mmbl)

30

60

10

Fuente: IHS, análisis ANH

Aprovechar al máximo el potencial

Generar excedentes para exportar

Mantener el autoabastecimiento

Resu

ltados

Inversiones

(propuesta)

+

+

--

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

MMBls

Autosuficiencia Optimista IHSANH Potencial

?

OBJETIVO A 2020 ESCENARIO RESERVAS

ACTIVIDAD ANUALINVERSIÓN REQUERIDA

Total US$ 2.000 millones

Por año US$ 100 millones *

Por barril de nueva reserva US¢ 50

* Precios constantes de 2004

Plan 2020

9

Modelo de gestión

Gestión del conocimiento (Estudios Regionales)

Aprovechamiento del recurso

Gestión del entorno

Conocimiento del potencial geológico

Plan de mejora del conocimiento

Plan 2020Proyectos de adquisición de

información geológica

Integración de nueva información, análisis

e interpretación

Identificación de oportunidades

Promoción de oportunidades

Seguimiento, fiscalización y

control

Asignación de áreas

Proyecciones de oferta de

Hidrocarburos

autoridad

Dirección General

Financiera

Administrativa

Viabilidad de operaciones

Comunidades Medio Ambiente

Tendencias globales y

locales

Recomendaciones y plan de acción

10

Contenido

1. Marco institucional

2. Modelos contractuales

3. Estadísticas de la industria

4. Ronda Colombia 2010

11

Contrato E&P

Tipo de contrato Regalías + Impuestos (+ Derechos por precios altos) 100% del riesgo de la operación es del contratista

Actividades y duración

Exploración:Evaluación:Explotación:

6 años1-2 años24 años

(+ 4 años )(+ 3 años )(+ extensión hasta

agotamiento)

Términos económicos

• Regalías escalonadas: 8% a 25% de acuerdo a los niveles de producción

• US¢12 por barril producido• Derecho por precios altos: cuando se acumulen

5MMBLS y cuando el precio WTI sobrepase los US$31/bl

12

Contrato de Evaluación Técnica – TEA

Propósito Permitir al evaluador identificar y evaluar el potencial de un área

Actividades Estudios geológicos, geofísicos, geoquímicos, cartográficos, pozos estratigráficos, etc.

Derecho preferencial

• Derecho a igualar o mejorar la propuesta que un tercero haya hecho sobre esa misma área

• Derecho preferencial para firmar un E&P durante la vigencia del contrato y dos meses más

Duración • Onshore:• Offshore:

Hasta 18 mesesHasta 24 meses

Términos económicos

Un solo pago: ~ US¢ 20 por hectárea en polígonos A y B ~ US¢ 10 por ha fuera de polígonos A

y B

13

Producción % (por campo)Para los crudos livianos

400

20%

5 125 600

8%

• Pago mensual

• Aplicado al volumen medio bruto de la producción por el campo

• Pagado en efectivo o en especie a elección de la ANH

Descuentos

Gas - 20%

Crudo Pesado < 15° API - 25%

Gas offshore (> 1000 ft) - 40%

Nivel de producción(1,000 bpe/día)

25%

Regalías

14

Contenido

1. Marco institucional

2. Modelos contractuales

3. Estadísticas de la industria

4. Ronda Colombia 2010

15

Colombia en Suramérica:

La democracia más antigua

2a Población: 45 millones

2° exportador de crudo a US

3er productor de crudo: 785,000 b/d (2010)

3er producto interno bruto: US$395 billones

US$8500/Cap

3er receptor de inversión extranjera directa – IED: US$ 6.8 millardos (2010)

- crudo & gas: US$ 2.9 millardos (2010)

4a superficie: 1,2 millones de km2

- sedimentaria (terrestre): ~ 0.8 millones de km2

- marina: ~ 0.9 millones de km2

16

Crudo en Suramérica

Fuentes: BP Statistical Review 2011; análisis ANH

Brasil

Colombia

Argentina

Venezuela

Series1

Series1

Series1

Series1

Reservas probadas (miles de

millones de barriles)211,2

14,2

6,2

2,5

(1%)

EcuadorSeries1

2,0

Venezuela Brasil Colombia Argentina Ecuador0

1,000

2,000

3,000

2.471

2.137

927651

495

Producción

(14%)

(*)

(*) Producción a mayo 2011

Creciente

Decreciente

Miles de barriles por día

17

Gas en Suramérica

Producción

Reservas probadas (Tera pies cúbicos)

Fuentes: BP Statistical Review 2011; análisis ANH

(7%)

Creciente

Decreciente

Millardos de pies cúbicos por día

Brasil

Venezuela

Series1

Series1

Series1

Series1

14,7

Series1Bolivia

PeruSeries1

12,5

Series1Colombia

(2%)

Argentina

12,9

Trinidad & Tobago

192,7

9,9

12,2

(*) Producción a mayo 2011(**) de las cuales comerciales: 4,7 Tpc

8,5 (**)

18

Trinidad & Tobago

Argentina Venezuela Bolivia Brazil Colombia0

1

2

3

4

5

4.1 3.9

2.8

1.4 1.4 1.0 (*)

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

9.0

6.7 7.2

7.5 7.3 7.1 7.3

8.5

4.0 4.2 4.0 4.3

3.7

4.4 4.7

Recuperables Comerciales

Las reservas aumentan

Crudo Gas

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2.000

1.542 1.478

1.453 1.510

1.358

1.668

1.988

Millones debarriles

Tera piescúbicos

19

800

900

1.000

1.100

1.200

700

750

800

850

900

950

JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY

Millones de pies cúbicos por día

Miles de barriles por día

Crudo Gas

Producción promedio anual

La producción crece

Producción promedio mensual

Crudo Gas

2010 201120

500

600

700

800

900

1.000

1.100

1.200

500

550

600

650

700

750

800

850

900

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011May

Millones de pies cúbicos por día

Miles de barriles por día

La actividad exploratoria aumenta

Milloneshectáreas

Evaluación técnica

Producción

Exploración

21

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

0

20,000,000

40,000,000

60,000,000

80,000,000

100,000,000

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

0

20,000,000

40,000,000

60,000,000

80,000,000

100,000,000

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

0

20,000,000

40,000,000

60,000,000

80,000,000

100,000,000

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

0

20,000,000

40,000,000

60,000,000

80,000,000

100,000,000

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

0

20,000,000

40,000,000

60,000,000

80,000,000

100,000,000

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

0

20,000,000

40,000,000

60,000,000

80,000,000

100,000,000

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

0

20,000,000

40,000,000

60,000,000

80,000,000

100,000,000

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

0

20,000,000

40,000,000

60,000,000

80,000,000

100,000,000

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

0

20,000,000

40,000,000

60,000,000

80,000,000

100,000,000

La actividad contractual y la adquisición sísmica aumentan

TEA: Contrato de Evaluación Técnica

22

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

2003 2005 2007 2009 2011May

Offshore

Onshore

Sísmica:Km de 2D equivalente

11.659

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2003 2005 2007 2009 2011May

Ronda Colombia 2010

TEA

E&P

Asociación (Ecopetrol)

No. contratos

1

78

9

64

El número de pozos exploratorios crece, y las tasas de éxito son altas

23

10

28

21

35

56

70

99

75

112

56

0

20

40

60

80

100

120

2002 2005 2008 2011May

No. de pozos

40%

21%

48%46%

39%41%

47%

56%55%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

0

20

40

60

80

100

120

2002 2005 2008 2011May

Secos

En pruebas

Productores

Factor de éxito (% )

No. de pozos Factor de éxito (% )

Fuente: Banco de la República

Hay alta inversión extranjera directaIED neta - sector petrolero

0,000

1,000

2,000

3,000

4,000

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Millones de USD

24

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 20170

50

100

150

200

35

56

70

99

75

112

126

205

134

102 106

54

26

Histórico Firme Opcional Open Round

No.

Pozo

s

Compromisos de pozos

25

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 20170

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

11,896

26,491

9,970

16,286

20,117

25,975

15,086

12,960

8,062

3,281

765

Histórico Firme Opcional Open Round

Km

. 2D

Equiv

ale

n-

tes

Compromisos de sísmica

26

Contenido

1. Marco institucional

2. Modelos contractuales

3. Estadísticas de la industria

4. Ronda Colombia 2010

27

Ronda Colombia 2010Áreas ofrecidas

*TEA: Contrato de Evaluación Técnica

Área (Ha) No de bloques

Actividad Histórica No de pozosSísmica

(Km)

Tipo 1 E&P Minironda 269 33.174

Tipo 2 E&P Cuencas con nueva prospectividad

147 24.041

Tipo 3 TEAS* Especiales 50 11.225

Total 466 68.440

8.459.046 31

33.253.683 56

6.055.158 141

22847.767.887

28

Criterios de habilitación

• Legal

• Financiero

• Operacional

• Técnico

• Medio ambiental

• Responsabilidad social empresarial (RSE)

29

Tipos de habilitación

CategoríaTodos los

participantesOperador

Operador restringido

Legal √ √ √

Financiero (*) √ √ √

Operacional √

Técnica √

Medioambiental √ √

RSE √ √

(*) Sumatoria integrantes de los consorcios

30

Capital mínimo (activos netos) por bloque (*) :

• Área tipo 1: US$6 MM

• Área tipo 2: US$20 MM

• Área tipo 3: US$200 MM

Los estados financieros con las notas en los últimos tres (3) años en USD, debidamente auditados

Los requisitos anteriores son acumulativos por bloque

(*) Individualmente o por consorcio

Aspectos financieros

31

Las empresas individuales o consorcios están exentos de la presentación de la documentación financiera, cuando un proponente individual o un miembro de un consorcio:

• figure en la última publicación de “The Energy Intelligence Top 100: Ranking the World’s Top Oil Companies” emitido por “Petroleum Intelligence Weekly”, o

• tenga una calificación de riesgo en los últimos 12 meses igual o superior a:

Agencia de calificación de riesgo Grado

Standard & Poor’s BBBMoody’s Baa

Duff & Phelps BBB

Aspectos financieros

32

* Por lo menos dos (2) pozos perforados en los últimos tres (3) años.

Los participantes que figuran en el último número de “The Energy Intelligence Top 100: Ranking the World’s Top Oil Companies” califican automáticamente

Capacidad operacional

Tipo de bloque

ReservasBpe

ProducciónBped

1 * 1,000,000 500

2 5,000,000 5,000

3 50,000,000 20,000

33

Criterios de adjudicación

Tipo de área

Criterio

Primario Secundario (*)

1 & 3Inversión adicional en la fase I de exploración

Participación en producción (X%)

2Participación en producción (X%)

Inversión adicional en la fase I de exploración

(*) desempate

34

35

Contratos firmados

E&P 59

TEA Especial 9

Total 68

Ronda Colombia 2010Bloques adjudicados

Área (millones de Ha)

Exploración 3,7

Evaluación 3,2

Total 6,9

1. Proyecto de Desarrollo de Crudos Pesados

Área: 12,7 millones de Ha

Contratos firmados:8

Área: 4,2 millones de Ha

Contratos firmados:22

2. Ronda Colombia 2008

Área: 1,9 millones de Ha

Contratos firmados:41

3. Mini Ronda 2008

Resultados ANHOtros procesos competitivos

36

Muchas gracias !

www.anh.gov.co

37