LA POLÍTICA PETROLERA, RESULTADOS Y PROYECCIÓN AÑOS 2010-2015 JULIO CÉSAR VERA DÍAZ DIRECTOR DE HIDROCARBUROS En los años 90’s se perdió la dinámica exploratoria ... Adquisición Sísmica 2D 70 12,000 60 10,000 50 8,000 40 6,000 30 4,000 20 2,000 10 0 0 19 88 19 89 19 90 19 91 19 92 19 93 19 94 19 95 19 96 19 97 19 98 19 99 20 00 20 01 20 0 Se 2 M p-0 et a 3 20 03 Sísmica (Km) 80 Sism ica 2-D (Equiv) (*) No incluye 8115 Km de Sísmica Marina Pozos Pozos 14,000 ..Reflejada en una drástica disminución en la perforación de pozos A3 80 Pozos exploratorios 70 60 50 40 30 20 10 0 85 87 89 91 93 95 Pozos Exploratorios 97 99 O1 ..y por consiguiente en no lograr descubrimientos de nuevas reservas 3.500 Millones de Barriles 3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 500 0 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 0 1 2 Reservas 554 531 610 635 1.101.24 1.69 1.90 2.051.98 1.99 1.883.23 3.15 3.132.95 2.79 2.57 2.472.28 1.97 1.841.63 La Administración Pastrana desarrolló acciones para mejorar la competitividad del sector de Hidrocarburos con el fin de buscar la autosuficiencia del país y atraer inversión privada • Cambios contractuales • Términos fiscales • Sistema de regalías • Agilización y simplificación de trámites en materia ambiental Política Petrolera Términos Fiscales Regalías Legislación Ambiental Términos Contractuales Régimen fiscal NUEVO METODO DE DEPRECIACION DE ACTIVOS Valor a depreciar en el año • Nuevo Método En Línea recta Se acelera la depreciación generando un beneficio tributario importante 5 años Método anterior Unidades de Producción 0 n n+5 Vida del Proyecto 28 Tiempo (Años) Régimen de regalías para hidrocarburos Se modificó el Régimen de Regalías pasando de un porcentaje fijo de regalías del 20% a un sistema de regalías variables de acuerdo con el volumen de producción 30% Anterior (Ley 141 de 1994) Tasa de Regalías 25% Régimen (Ley 619 de 2000) Ley 756 de 2002 20% - 15% - 10% - 5% - 0% 0 8% I I I I 5 125 400 600 Producción diaria (KBPEPD) ÎPara Gas Offshore: 60% de las regalías del crudo (>1000 ft). Onshore: 80% ÎCrudo pesado (< 15° API): 75% de las regalías del crudo liviano. esto en algo incentivó la exploración ... 1,0 80 0,9 70 0,8 0,7 50 0,6 40 0,5 30 0,4 0,3 20 0,2 Part. Privada Ind.Rentabilidad Colombia 2 Colombia 1 Ecuador Peru Aregentina Cuba China Indonesia Algeria 0,0 USA 0 UK 0,1 País Ref 10 Indice de rentabilidad Participación privada 60 sin embargo, en dicho momento (año 2002) aún existía un panorama sombrío. . . 750 700 650 Compra de crudo a socios 600 550 Importación de crudo 500 KBDC 450 370 400 350 300 300 300 300 300 300 300 250216 200 208 215 2001 2002 2003 225 231 2004 2005 370 370 370 370 312 300 243 254 2006 2007 264 275 370 326 370 341 370 355 370 369 2013 2014 2015 286 200 150 100 50 0 2000 Prod. propiedad de Ecopetrol Prod. correspondente a la regalia de Ecopetrol Prod. propiedad de socios y terceros neto Exportaciones de refinados de Ecopetrol netas Carga de las refinerías de Ecopetrol Fuente: Ecopetrol 2008 2009 2010 2011 2012 Prod. correspondente a la regalia de terceros Export. o import. Crudo de Ecopetrol neta Exportaciones de terceros y socios Demanda nacional de hidrocarburos sin importaciones De ahí que la Administración del Presidente Uribe inicio Una profunda transformación del sector de hidrocarburos en Colombia, basada en los siguientes objetivos y estrategias y que ha alcanzando los siguientes retos. . . OBJETIVOS DE POLITICA 9 Garantizar el abastecimiento de hidrocarburos y sus derivados en el país 9 Reorganización y fortalecimiento institucional 9 Impulso a la exploración y explotación de hidrocarburos. ¾ El máximo aprovechamiento de los recursos. ¾ La intensificación de laboras de promoción y asignación de áreas. ¾ Fortalecer las políticas de atracción de inversión – Confianza inversionista 9 Competencia en los sectores de transporte, almacenamiento y distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo. 9 Formación de precios de los energéticos mediante la adopción de esquemas de mercados 9 Promover el desarrollo y la competencia en el mercado de biocombustibles y en el GNV 9 Mejoramiento de la calidad de los combustibles en el país Estrategias Acuerdo Gobierno - Industria Reorganización Institucional - Creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos – ANH – Capitalización Ecopetrol S.A Extensión de los contratos de asociación Nueva contratación (Modelo E&P y TEA´s). Otras medidas (Decreto Salario Petrolero, Exenciones arancelarias) Política de Seguridad Democrática Agilización de los procesos de licenciamiento ambiental para la actividad de exploración de hidrocarburos • Reducción de términos en el licenciamiento • Eliminación de barreras señaladas en los POT’s a la exploración de hidrocarburos • Licenciamiento Ambiental por áreas. Acuerdo Gobierno - Industria Se ha trabajado con los siguientes objetivos: - Identificar obstáculos para una mayor actividad exploratoria y de producción (E&P). - Identificar las estrategias para superar los obstáculos que afectan la E&P. - Impulsar la estrategia contra mercado de hidrocarburos ilícitos. - Definir indicadores con una metodología para efectuar seguimiento al trabajo del Acuerdo. ÁREAS DE GESTIÓN (AGI)... • Medio Ambiente. reducir los trámites y tiempos para el otorgamiento de las licencias ambientales y de los permisos de aprovechamiento de los RNR. • Operatividad ECOPETROL y MINMINAS: impulsar la toma de decisiones que permita a las Compañías presentes en el país realizar nuevas inversiones. • Estrategia de Seguridad y Manejo de Comunidades. Establecer condiciones de seguridad y manejo de comunidades que permitan garantizar la viabilidad de las operaciones petroleras. Desarrollar la estrategia para combatir el mercado de hidrocarburos ilícitos (combustibles y petróleo crudo). • Mecanismo de seguimiento: indicadores REORGANIZACIÓN SECTOR HIDROCARBUROS Objetivos: Lograr orden al sector de hidrocarburos en Colombia. Buscar la sostenibilidad y crecimiento de ECOPETROL en el largo plazo. Principios: No privatización ni liquidación de ECOPETROL S.A. Mensajes positivos a los potenciales inversionistas No modificación de los contratos de trabajo de los empleados de la empresa (se mantienen como empleados oficiales) Darle herramientas a Ecopetrol para competir con éxito. BENEFICIOS SEPARACIÓN DE ROLES ENTRE ESTADO Y EMPRESA Claridad en el sector de Hidrocarburos. Se eliminan conflictos de interés en ECOPETROL S.A. (socio y regulador) mejorando el ambiente de competencia El país se beneficia de contar con una empresa competitiva y un sector petrolero organizado con reglas claras entre todos sus actores. El Estado tiene dos fuentes de renta económica: • Renta por propiedad de las reservas - a través de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (sin inversión). • Renta por actividad empresarial - a través de dividendos y valoración de ECOPETROL S.A. (con inversión). NUEVO MARCO INSTITUCIONAL Ministerio de Minas y Energía • Adopción de la Política Nacional • Administración y promoción de los recursos hidrocarburíferos • Exploración, producción, refinación, transporte y comercialización EXTENSIÓN DE LOS CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN OBJETIVO •Encontrar y aumentar la producción de hidrocarburos en donde hoy existen los mismos y optimizar el manejo de dichos yacimientos existentes. PROBLEMÁTICA •La terminación de un contrato de exploración y explotación: Desincentiva la inversión pues es insuficiente el tiempo para elevar la producción y así obtener el retorno esperado. Es complejo y costoso y puede incluso llegar a ser inconveniente. •Esperar a que los contratos terminen retrasa los posibles proyectos de inversión entre 3 y 8 años - no aceptable en las condiciones actuales EXTENSIÓN DE LOS CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN JURÍDICAMENTE •El Decreto 743 de 1975, facultó a la Junta Directiva de ECP para adoptar las condiciones y términos de los contratos. •Los Contratos de asociación se rigen por el derecho privado. •La viabilidad legal de extender o prorrogar la duración de los contratos de asociación celebrados por la ECP fue ratificada por el Consejo de Estado (Concepto 1499 (31-07-03) •La recomendación que de acuerdo a la viabilidad jurídica señaló el Documento Conpes 3245 del 15 de septiembre de 2003 Extensión del Contrato de Asociación debe cumplir con algunos criterios generales establecidos • VPN país (extender) > VPN país (no extender) • Compromiso inicial en firme del socio (Inversiones y actividades a desarrollar) • Mayor % de inversión del socio • Compartir costos de abandono • Pago por parte del socio por utilización de facilidades existentes • Duración hasta límite económico del campo • Mantener materialidad para el socio NUEVO MODELO CONTRACTUAL DE E&P EN COLOMBIA • • • No inversión de la ANH Inversión Privada Inversión del Estado a través de Ecopetrol S.A en igualdad de condiciones Balance riesgo - recompensa • • Mejora la recompensa al riesgo del inversionista No hay participación del Estado ante un éxito exploratorio Operaciones • • Flexibilidad Seguimiento no intrusivo de la ANH Compensaciones para el Estado • • Regalías e impuestos Ingreso adicional por ganancias extraordinarias Inversión NUEVO MODELO CONTRACTUAL DE E&P EN COLOMBIA Periodos Exploración: Evaluación: Explotación: • Términos económicos 6 2 24 años (prorrogable 4+) años (prorrogable 1+) años (prorrogable 10+) Producción 100% Contratista (post-regalías) Beneficios compartidos cuando WTI > $33/bl (excepto gas natural y crudos pesados) Exploración 6 6 4 4 2 1 2 3 Evaluación Activos pertenecen al Contratista Regalías variables con producción (Ley 756/02) Explotación 24 años (petróleo) 24 años (gas natural) Prórroga 10 10 Petróleo: 10% Gas: 5% ¿PORQUÉ LA CAPITALIZACIÓN DE ECOPETROL S.A.? • El país no debe depender exclusivamente del esfuerzo de la industria privada. • ECOPETROL no sólo para sobrevivir sino para crecer requiere independizarse de la competencia con la inversión social, tener políticas para atraer y retener personal calificado y captar capital que le permita diversificar su portafolio de inversiones en: – – – – – – Mejoramiento de refinerías Ampliación del sistema de transporte Procesamiento de crudos pesados Biocombustibles Exploración y nuevos proyectos en producción Internacionalización RETOS DE LA TRANSFORMACIÓN DE ECOPETROL S.A • Lograr autonomía financiera y presupuestal que le permita mayor flexibilidad para enfrentar los nuevos retos. • Atraer y retener los mejores profesionales y trabajadores de la industria petrolera en Colombia. • Descubrir y explotar nuevas reservas de hidrocarburos que permitan el abastecimiento interno asumiendo el riesgo exploratorio. • Mantener su participación como soporte de la economía colombiana. • Participar agresivamente en el desarrollo de energías alternativas. • Buscar oportunidades en el exterior • • Desarrollar programas de eficiencia energética y de uso racional de energía. Lograr modernización tecnológica y comercial. BENEFICIOS PARA EL ESTADO • Posibilidad de mayores ingresos por dividendos debido a la eficiencia con el manejo empresarial. • Posibilidad de mayores transferencias (regalías e impuestos) • Permite el endeudamiento sin comprometer recursos del Estado. • Garantiza la capacidad de maniobra empresarial a ECOPETROL en beneficio del Estado quien mantiene el control estratégico de la empresa. LOGROS SECTOR DE HIDROCARBUROS • Creación Agencia Nacional de Hidrocarburos - ANH • Nuevo Contrato Competitivo • Transformación de ECP S.A. • Incremento Inversión Extranjera • Implementación Esquemas de Rondas de Licitación • Apertura Nuevas Cuencas • • • • Caribe (offshore y onshore) Pacifico (offshore and onshore) Crudos Pesados Gas Metano Asociado al Carbón RESULTADOS EN MATERIA DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN Exploración petrolera MAPA DE TIERRAS A DIC 2003 EXPLORACIÓN PRODUCCIÓN TEA 6.634.383 1.420.437 0 MAPA DE TIERRAS A ENERO 2010 EXPLORACIÓN 22’324.263 PRODUCCIÓN 2’021.233 TEA 17’207.085 CONTRATOS & SÍSMICA No. contratos Fuente: Ministerio de Minas y Energía - ANH Sísmica: Km de 2D equivalente ACTIVIDAD CONTRACTUAL DESDE ENERO, 2004 CONTRATO FIRMADOS CONTRATOS FIRMADOS AÑO 2004 2005 2006 2007 2008 2009 E&P 21 31 32 44 43 58 TEA's 7 28 12 10 16 6 TOTAL 28 59 44 54 59 64 2010 TOTAL Vigentes 1 1 2 230 194 80 20 310 214 EXPLORACION – SISMICA A ENERO 2010 Km equivalentes 80.000 2.319 70.000 20.117 60.000 8.087 50.000 16.286 40.000 5.942 9.970 30.000 20.000 18.065 1.575 66.758 744 12.031 34.177 Meta cuatrienio 32.000 km 10.345 3.842 6.128 32.580 10.000 ‐ 14.732 ONSHORE 3.332 (7/8 ‐ 31/12) 2006 OFFSHORE 2007 2008 2009 2010 TOTAL POZOS EXPLORATORIOS Tasa de Éxito No. de pozos Plan < 90 (1) No. de pozos perforados Tasa de éxito (%) 99 100 100% 76 80 80% 70 51 TET=2/(1+2)=66,67% 56 60 40% 28 0 12 6 4 40% 41% 19 47 21% 2002 22 6 2003 Productor Fuente: Ministerio de Minas y Energía - ANH. 1 39% 34 21 10 60% 56% 48% 46% 35 40 28 41 48% 20 67% 11 10 2004 16 2005 En pruebas 22 20% 36 29 6 1 3 2006 2007 Seco 2008 2009 Factor de Éxito (FE) 2010 2 0% Producción de Hidrocarburos - Crudo Mensual (kbpd) 2009 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Ecopetrol Directa* 208 212 218 219 220 228 226 234 242 241 246 248 Ecopetrol Asociada 369 379 376 377 379 389 384 382 380 395 409 418 40 55 53 53 54 44 47 52 58 71 70 69 617 646 647 649 653 661 657 668 680 707 725 735 Contratos ANH TOTAL Promedio Anual (kbpd) 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Ecopetrol Directa 126 141 170 174 193 229 Ecopetrol Asociada 402 384 358 351 371 386 0 0,3 1 6 24 56 528 525 529 531 588 671 Contratos ANH TOTAL * Incluyendo Tello (7.159 bpd en Dic.) Fuente: Ministerio de Minas y Energía, ANH y Ecopetrol S.A. Producción de Hidrocarburos - Gas Mensual (Mpcd) 2009 Ecopetrol (Directa y Asociada) Contratos ANH TOTAL Ene. Feb. Mar Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. 829 876 862 930 982 980 990 1012 974 1079 1041 1043 39 62 59 49 30 33 43 45 53 57 62 63 868 938 921 979 1012 1013 1033 1057 1027 1136 1103 1106 Promedio Anual (Mpcd) Ecopetrol (Directa y Asociada) Contratos ANH TOTAL 2004 2005 2006 2007 2008 2009 615 648 677 729 839 967 0 0 3 1 35 49 615 648 680 730 874 1016 Fuente: Ministerio de Minas y Energía, ANH y Ecopetrol S.A. RESERVAS Fuente: Ministerio de Minas y Energía - ANH. Autosuficiencia Petrolera INVERSIÓN EXTRANJERA Flujos de Inversión Extranjera Directa en Colombia 2000 – 2009* Millones de US$ 10.000 8.000 7.192 MUS$ 6.000 0 5.640 4.661 4.000 2.000 5.716 9.127 2.820 -384 2000 2.021 1.685 2.521 1.443 1.125 521 449 278 495 2001 2002 2003 2004 -2.000 2005 1.995 2006 Año Sector Petrolero Subtotal Resto de Sectores Fuente: Banco de la República, Subgerencia de Estudios Económicos * IV Trimestre de 2009 Proyectado 3.333 3.392 2.954 2007 2008 2009 RETOS... • Avanzar en los nuevos procesos de Asignación de Áreas a través de rondas (Open Round 2010 – Minironda 2010). • Continuar con una promoción internacional intensiva de las ventajas comparativas de Colombia • Mantener el ritmo de actividad exploratoria y de producción del país • Profundizar el conocimiento geológico del país, bien sea a través de programas directos con recursos públicos o de nuevos modelos contractuales para la obtención de información. • Consolidar la autosuficiencia petrolera mas allá del año 2020. OPEN ROUND 2010 ANH Área (Ha) No. Bloques 4.346.956 74 8.475.901 31 39.056.683 63 Exploración y Desarrollo Petrolero Estudios Sísmicos 8.000 km/año Pozos Exploratorios 70 – 100/año Pozos de Desarrollo 500 – 700/año Inversión total anual: Inversión total en 6 años: US$ 4.000 millones US$ 24.000 millones PROYECCIÓN ACTIVIDAD EXPLORATORIA 2010 - 2015 AÑO 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 TOTAL Pozos A3 90 96 125 54 44 88 1 498 AÑO 2010 2011 2012 2013 2014 TOTAL Sísmica Ejecutada Km. (2D y Eqv.) 2253,02 0 0 0 0 2253,025 Sísmica Programada Km. (2D y Eqv.) 16.489,45 14.735,85 4.331,50 4.732,51 2.783,50 43.072,81 REQUERIMIENTOS DE INFRAESTRUCTURA AÑOS 2010 – 2015 Oleoductos / Poliductos Km Longitud MMUS$ Costo Fecha Terminación Rubiales – Porvenir - ODL 215 780 En Operación Apiay - Porvenir 128 350 En Operación Costayaco - Santana - Orito 83 150 Jul – 2011 Ocensa S.A. (Repotenciar) N/A 200 Dic - 2011 Ocensa S.A. (Cambio Boyas) N/A 25 Dic - 2010 Poliducto Andino – Diluyente 500 321 Dic - 2011 Descargadero Monterrey N/A 44 En Operación Descargadero Cusiana N/A 40 Abr - 2010 Inversión: US$ 1.910 millones Oleoductos / Poliductos Expansión Reficar MUS$ Costo Fecha Terminación 4.300 Jun 2013 700 Ene 2010 3.300 Ene 2013 Modernización Barrancabermeja Planta de tratamiento Modernización Gasoductos • Ampliación capacidad de producción Campo Guajira (compresión - 50 MPCD). • Ampliación capacidad de producción Campo Cusiana (Proyecto LTO2 70 MPCD) en 2010 y 140 MPCD en 2011. • Construcción Gasoducto Gibraltar – Bucaramanga (capacidad inicial de 30 MPCD en diciembre de 2010). • Ampliación capacidad de transporte: Promigas La Creciente (60 MPCD adicionales) TGI Ballena - Barranca (70 MPCD adicionales) TGI Cusiana (70 MPCD adicionales) • Inversiones en confiabilidad para grandes ciudades: entre 300 y 500 millones de dólares. ¡ Muchas gracias!