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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
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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
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Contenido
1. Marco institucional
2. Modelos contractuales
3. Estadísticas de la industria
4. Ronda Colombia 2010
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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
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2010
2011
0
20,000,000
40,000,000
60,000,000
80,000,000
100,000,000
2003
2004
2005
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0
20,000,000
40,000,000
60,000,000
80,000,000
100,000,000
2003
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100,000,000
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100,000,000
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60,000,000
80,000,000
100,000,000
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40,000,000
60,000,000
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100,000,000
2003
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0
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40,000,000
60,000,000
80,000,000
100,000,000
2003
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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
