Oportunidades y desafíos del sector petrolero en Colombia

Presentación del tema: "Oportunidades y desafíos del sector petrolero en Colombia"— Transcripción de la presentación:

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2 Oportunidades y desafíos del sector petrolero en Colombia
Por: Rubén Darío Lizarralde Presidente Ejecutivo Campetrol

3 Agenda Entorno actual del sector petrolero en Colombia.
Impacto de los bajos precios del petróleo. Oportunidades para el sector petrolero colombiano. Desafíos.

4 Entorno actual del sector petrolero en Colombia

5 Producción Histórica de Petróleo - Abril

6 Factor de Éxito Comercial

7 Sísmica Total hasta – Mayo

8 Perforación Exploratoria - Mayo

9 Número de Ataques a Infraestructura - Marzo

10 VARIABLES DETERMINANTES DE LA COYUNTURA DEL SECTOR PETROLERO
Mercados regionales más competitivos: México, Venezuela, Ecuador, Perú, Argentina. Sobre oferta energética: El aumento de la producción hidrocarburífera de Estados Unidos sobre oferto el mercado internacional, presionando una disminución de precios. Coyuntura económica de China, India e Europa: Estos países están demandando menos hidrocarburos por la desaceleración de sus economías, afectando aún mas el precio de un bien en un mercado sobre ofertado y sub demandado. Seguridad Física y Estabilidad Tributaria: Son dos aspectos de nuestra influencia directa, en el sentido de que son factores que los inversionistas están teniendo muy en cuenta para invertir en Colombia.

11 Impacto de los bajos precios del petróleo

12 IMPACTO DE LOS BAJOS PRECIOS DEL PETRÓLEO
El impacto en la reducción de los precios de barril para la economía nacional ha sido negativo en 3 diferentes variables: Inversión Extranjera Directa (IED): caída del 7,7% de las inversiones en el sector. Empleo: En lo corrido del 2015 se han quedado cesantes cerca de personas de toda la industria. Contratación de BB&SS: la ocupación de la capacidad instalada de las empresas es de sólo el 40%, esto pone en riesgo la estabilidad financiera de las empresas. Obligándolas a cerrar o irse del país.

13 IMPACTO DE LOS BAJOS PRECIOS DEL PETRÓLEO
A futuro podría afectar otras variables que dependen directamente de la producción, que según estudios de la ACP, se proyecta que para el segundo semestre de 2015 la producción estará por debajo del millón de barriles. Producción: la ACP proyecta una producción de barriles por días para el segundo semestre de 2015. Exportaciones: Hoy representamos más de la mitad de las exportaciones totales del país. Al caer la producción, caerán las exportaciones y esto afectará directamente los recursos del país. Regalías: Estas a depender de la producción también se verán afectadas, se ha cuantificado que las regalías este año pueden caer. De los $18,2 billones de recursos de regalías presupuestados para el periodo , se estima que $5 billones no se obtendrán con las condiciones de mercado actuales.

14 IMPACTO DE LOS BAJOS PRECIOS DEL PETRÓLEO
Aportes tributarios: el recaudo también se verá afectado en el sentido en que menos empresas van a estar presentes en el país, las operaciones se están rediciendo a un punto, en que los aportes tributarios de este sector podrían reducirse en algo más de un 30%. Proyectos sociales: gran parte de los proyectos sociales del país se ejecutan con dineros del petróleo (familias en acción), por lo que de continuar así la situación este tipo de proyectos sociales se verían gravemente afectados.

15 IMPACTO DEL SECTOR DE BIENES Y SERVICIOS PETROLEROS EN LA ECONOMÍA COLOMBIANA
AÑO INDICADORES Exportaciones (USD$ millones) Empleo generado (Empleados y Contratistas) % PIB BB&SS / PIB Nacional % PIB BB&SS / PIB Sectorial 2008 25 40.800 1,50 19,80 2009 56 48.500 1,55 21,45 2010 34 59.500 1,67 19,78 2011 57 78.000 2,05 18,17 2012 96 99.000 2,17 19,31 2013 - 1,64 15.35 Fuente: El impacto del Sector de Servicios Petroleros en la economía Colombiana.

16 Oportunidades para el sector petrolero colombiano

17 Enfocarnos en aumentar los proyectos de Exploración Continental, (sísmica y perforación exploratoria) los cuales en el primer trimestre de esta año cayeron en más del 90%. Mantener los proyectos de producción, sobre los cuales se están soportando el millón de barriles promedio diario. Aumentar el Factor de Recobro, a través de la incorporación de nuevas tecnologías. Pasar de 17% al 25%, significaría aumentar las reservas del país significativamente. Permitirle a las empresas de BB&SS petroleros el desarrollo de Campos Menores (producción aproximada en barriles por día), en los cuales las operadoras no tienen interés. Agilizar la formalización de la explotación de Yacimientos No Convencionales en los aspectos: regulatorios, ambientales, tributarios, entre otros.

18 Desafíos del sector petrolero en Colombia

19 STATUS DE LOS COMPROMISOS DE LA ANH
Proceso Competitivo Tipo Contrato Cantidad Contratos* Inversión Pactada** Inversión Ejecutada Inversión Por Ejecutar Minironda 2007 E&P 12 $ $ $ Ronda Caribe 2007 9 $ $ $ Minironda 2008 41 $ $ $ Ronda Colombia 2008 22 $ $ $ Ronda Colombia 2010 51 $ $ $ TEA 10 $ $ $ Ronda Colombia 2012 42 $ $ $ 8 $ $ $ Ronda Colombia 2014 $ 4 $  Subtotal Procesos Competitivos  221 $ $ $ Crudos Pesados Especiales $ $ $ Nominación de Áreas $ $ $ Contratación Directa 145 $ $ $ 14 $ $ $ Subtotal Otros Procesos 175 $ $ $ TOTAL 396 $ $ $ *** Fuente: ANH * 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 Sin tener en cuenta estos contratos, la inversión por ejecutar serían millones de dólares aproximadamente.

20 Offshore Se han perforado cerca de 40 pozos A3 (exploratorios).
1950 1990 1980 Rancheria-1 (Shell ) Cartagena 2 (Texpet- 1977) Anguila-1 (Texpet ) Ballena-1 (Texpet ) Chuchupa-1 (Texpet ) Riohacha-1 (Texpet ) Santa Ana-1 (Mobil ) Barranquilla-1 (Koch ) ~30000 km de sísmica de baja calidad y penetración (pre -80´s) ~15000 km of sísmica “moderna” desde los 80´s ~15000 km de sísmica 2D ~20,000 km² de sísmica 3D ~ km 2D ~ 24,000 Km Sísmica 2D 20,000 Km² Sísmica 3D Araza-1 2007 Km Orca-1 2014 Mapale-1 2012 Se han perforado cerca de 40 pozos A3 (exploratorios). 3 descubrimientos comerciales de los 70´s (Chuchupa, Ballena y Riohacha onshore). 2 Descubrimientos no comerciales (Santa Ana, Cartagena). 1 Posible descubrimiento en Orca 1. Se tienen planeados perforar 10 pozos A3 en los próximos 5 años Desde la declaración comercial del yacimiento, hasta la explotación del mismo se puede tardar aproximadamente 5 años más. 60 años de Desarrollo Offshore en Colombia

21 Offshore El desarrollo promedio de UN solo pozo en offshore en la etapa exploratoria tarda 6 años, eso es lo que tiene Colombia de autosuficiencia energética.

22 Offshore Actualmente la ANH tiene 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 USD$540millones, de los cuales USD$212 millones 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 aproximadamente USD$1.600 millones en la perforación de ocho pozos para los próximos cuatro años. Decreto 2682, del 23 de diciembre de 2014 para el establecimiento de zonas francas (Free Trade Zones) para la actividad offshore.

23 Áreas Adjudicadas - Offshore
Contrato Tipo Año Inversión Comprometida $USD Millones Programa Sísmico 2D Equivalentes (KM) FUERTE NORTE E&P 2006 78 4.400 FUERTE SUR GUA OFF-2 2012 36 284 PURPLE ANGEL 85 1.440 RC-05 2007 48 1.360 RC-07 20 1.150 RC-09 49 820 RC-10 46 RC-11 45 860 RC-12 10 SIN OFF-7 2014 229 1.980 TAYRONA 2004 129 4.960 URA-04 360 COL-02 TEA 25 14.300 COL-03 19 3.500 COL-05 18 7.100 COL-1 152 25.680 COL-4 47 9.600 COL-6 60 10.960 COL-7 44 8.400 GUA OFF-1 7.780 GUA OFF-3 21 5.300 TUM OFF -3 2010 27 223 TOTAL 1.338 Fuente: ANH

24 Yacimientos No Convencionales
Millones de Barriles Fuente: Estudio ADL

25 Yacimientos No Convencionales
Desarrollo Licencia Social & Ambiental Abastecimiento Logística Infraestructura Aspectos Claves a Ser Analizados Fundamentales: Potencialidad de Recursos Incentivos Fiscales Regulación Contractual Regulación Técnica Regulación Ambiental Exploración Desarrollo Necesarios: Abastecimiento Infraestructura Opinión pública a favor Evaluación & Piloto Pozos Exploratorios Licencia social & Ambiental Abastecimiento, logística & Inf. Pozos Pilotos Viabilidad Comercial Licencia Social & Ambiental Abastecimiento Logística Infraestructura Fuente: Ecopetrol

26 Yacimientos No Convencionales Regulación
ANH – Acuerdo # 3 de 2014 estableció los parámetros y normas aplicables para el desarrollo de los YNC. Ministerio de Minas y Energía – Resolución de 2014 estableció los requerimientos técnicos y procedimientos para la exploración y explotación de los YNC. Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible – Resolución 421 de marzo 20 de Anexo 3. Aún falta: Regulación para el desarrollo y Explotación de Yacimientos No Convencionales en Colombia. Fuente: Estudio ADL

27 Yacimientos No Convencionales Bloques Adjudicados
Cuenca Compañías Adjudicado Área (Ha) CAT 3 CAT Ecopetrol Ronda 2012 153875 COR 62 COR Unión Temporal Ecopetrol - ExxonMobil 81863 VMM5 VMM 146485 VMM16 116565 VMM29 177813 VMM9 Parex Ronda 2014 Fuente: ANH

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