BOLETÍN MENSUAL CAMPETROL

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1 Febrero 3 de 2010 Boletín No. 7 Offshore: Casos de Referencia y Colombia Durante el periodo la producción mundial de petróleo y gas aumentó a tasas anuales promedio de alrededor 1,26% y 2,49% respectivamente. La producción de crudo creció un 25% desde 1990 hasta alcanzar en 2008 los 82 MMBPD; con respecto a la producción de gas natural, ésta creció en un 56% ubicándose en 2008 en los BMC 1. Este constante aumento para suplir las necesidades energéticas mundiales ha sido un gran reto para la industria petrolera global, en el sentido que los campos maduros principales proveedores de hidrocarburos en algunas partes del mundo han llegado a su pico de producción, entrando así en una etapa de declive, lo cual ha obligado a la industria a mejorar los procesos productivos, buscar nuevas tecnologías y expandir las fronteras de producción intensificando la exploración en áreas de difícil acceso como en aguas profundas y el Ártico. Así mismo, la demanda global creciente por hidrocarburos ha obligado a las principales compañías petroleras del mundo a diversificar su portafolio de productos, encaminándolas en nuevos y más grandes proyectos. BOLETÍN MENSUAL CAMPETROL Parte de estos proyectos están ubicados en áreas marítimas, los cuales representan inversiones importantes y un conocimiento operativo altamente especializado. La explotación de hidrocarburos en estas áreas representa alrededor del 60% de la producción mundial 2. Históricamente las principales regiones productoras han sido el Golfo de México, el Mar del Norte y el Sur del Mar Chino, sin embargo, en los últimos años han venido apareciendo nuevas áreas offshore a lo largo del globo las cuales han permitido la entrada de nuevos países y la consolidación de otros en el mercado mundial de hidrocarburos. Offshore: Estructura del Sector Petrolero Casos de Referencia En el Gráfico 1 se presenta el crecimiento promedio de la producción de crudo de algunos países entre los años , en donde es posible identificar que países como Angola y Brasil han presentado un incremento significativo en su producción, la cual se ha visto apalancada gracias a los desarrollos costa fuera. Según el Oil & Gas Journal (OGJ), Brasil en el 2009 contaba con 12.6 billones de barriles de reservas probadas, las mayores de Sur América después de Venezuela. Las cuencas offshore de Campos y Santos localizadas en la costa Este contienen la gran mayoría de las reservas probadas del país. El desarrollo del pre-sal brasileño puede transformar al país en uno de los principales productores de petróleo del mundo 3. Angola, por su parte, es actualmente el tercer productor de crudo de África después de Nigeria y Libia, y se espera que su producción aumente significativamente en el corto plazo gracias a los proyectos offshore que están en desarrollo. Angola presenta el mismo comportamiento de Brasil con respecto a sus 1 BP Statistical Review of World Energy June British Columbia Department of Energy. Oil & Gas Division; Offshore Oil & Gas; Offshore Oil and Gas around the World. 3 Energy Information Administration [EIA]. Country Analysis Brief: Brasil. September

2 reservas probadas, las cuales se encuentran en su mayoría en los bloques offshore 4. Por otro lado, se puede observar en el Gráfico 1 que la producción de crudo de países históricamente enfocados hacia operaciones offshore ha decrecido, incentivando, en parte, a las principales compañías operadoras a buscar nuevas fronteras de producción y a los gobiernos a diseñar estrategias para retornar a tasas de crecimiento positivas de la producción de petróleo en aguas marítimas. La unión de estos dos factores ha arrojado programas de inversión agresivos enfocados en las áreas de explotación, exploración y futuros desarrollos, los cuales buscan revertir la tendencia decreciente de la producción de hidrocarburos (especialmente petróleo crudo). Los recursos destinados para lograr este objetivo son considerables y repercuten en el desarrollo económico y social de los países. Países como México, que ha visto su producción 5 decrecer durante los últimos años, ha proyectado inversiones hasta el 2017 de más de $200 mil millones de pesos mexicanos (USD $17 billones de dólares) por año para las áreas de exploración y explotación [E&E], es decir, que entre 2010 y 2017 estas inversiones deben sumar aproximadamente: $1,700 mil millones de pesos mexicanos (USD $152 billones de dólares). Las inversiones para el periodo estarán divididas de la siguiente manera: 62,6% en explotación de campos actuales, 20,8% en exploración de nuevos campos e incorporación de nuevas reservas y 16,6% en futuros desarrollos. Según las cifras anteriores, los recursos destinados a la explotación de campos actuales representan la mayor proporción de la inversión total en E&E. Este hecho es el resultado de la declinación de la producción de crudo durante los últimos años, la cual se ha visto afectada en gran parte por el declive en la producción del Activo Integral de Cantarell en el año 2007 la producción de este campo disminuyó 16% con respecto al año anterior ubicado en la región marina Noroeste la cual contribuye con el 65,7% de la producción total nacional y en donde Cantarell cuenta con cerca del 60% de las reservas probadas de esta región 6. El Reino Unido, por su parte, ha presentado durante la última década una tasa negativa de crecimiento en su producción de petróleo de aproximadamente el 5%. Es claro que la tasa de declive está directamente relacionada con la tasa de inversión, correspondencia que permite proyectar para los próximos cinco años un crecimiento negativo de la producción de menos del 5%, siempre y cuando se mantengan los niveles de inversión vistos en 2008 que fueron de aproximadamente 13 billones de libras (USD S24 billones de dólares). Es necesario destacar que prácticamente toda la producción de petróleo y gas del Reino Unido proviene de áreas marítimas en las cuales existe una impresionante red de 14,000 Km de ductos conectando 107 plataformas para petróleo, 181 plataformas para gas y un gran número de instalaciones submarinas. Las inversiones destinadas para el sector de petróleo y 4 Energy Information Administration [EIA]. Country Analysis Brief: Angola. March La cual está sustentada en su mayor parte por explotación de crudos en áreas marítimas. 6 Gobierno Federal. Secretaría de Energía [SENER]. Prospectiva de Petróleo Crudo Capitulo 3. Mercado Nacional del Petróleo Crudo gas en el Reino Unido están orientadas hacia las facilidades de producción existentes y a la exploración de nuevos yacimientos; en la actualidad la UKCS [United Kingdom Continental Shelf] ha presenciado descubrimientos que tienen como tamaño desde un décimo hasta un céntimo del tamaño de los campos encontrados en los primeros años de la industria, situación que ha obligado a la industria a mejorar la tecnología para optimizar las tasas de recobro existentes en los campos maduros y a ser más eficientes en las operaciones para llevar a cabo los nuevos proyectos 7. México e Inglaterra y a su vez otros países como Noruega, Indonesia y Malasia 8, han presentado tasas negativas de crecimiento en la extracción de crudo durante los últimos años. El objetivo principal de estos países es revertir esta tendencia o hacer que las tasas de decrecimiento disminuyan lo menos posible en los próximos años. Esta meta plantea retos importantes para la industria que debe enfocar sus esfuerzos en desarrollar nuevas tecnologías y nuevas estrategias de producción, las cuales traerán importantes beneficios para el sector. Sin embargo, no debe olvidarse que una estrecha colaboración entre los entes privados y públicos es esencial para la consecución de los objetivos que se deseen plantear en pro del desarrollo industrial. Dicha colaboración debe verse reflejada en las políticas públicas que promuevan la eficiencia y la competitividad del sector. Este punto es fundamental para atraer a las principales compañías operadoras del mercado, ya que son éstas las encargadas de llevar a cabo grandes proyectos como por ejemplo los relacionados con la explotación de hidrocarburos en aguas marítimas. En 2008 la producción mundial offshore, específicamente aguas profundas, estuvo liderada por las siguientes compañías: Petrobras (22%), ExxonMobil (14%), Royal Dutch Shell (14%), StatOil (14%), BP (9%), Total (8%), Chevron (6%) y Anadarko (5%), entre otras 9. Los proyectos relacionados con aguas marítimas implican inversiones importantes y el conocimiento adecuado, características presentes dentro de las principales compañías operadoras del mundo. Petrobras, por ejemplo, tiene destinado hasta el 2013 aproximadamente $28 billones de dólares en inversiones para el desarrollo del pre-sal brasileño, en donde se espera producir para ese año 219 KBPD; para el 2015 y 2020 se espera llegar a una producción de 528 KBPD y KBPD respectivamente 10. Por otro lado, en 2008, Chevron Corporation presentó un portafolio de inversiones para desarrollar campos costa fuera en diferentes países, dichas inversiones promedian los $3 billones de dólares por campo. Algunos ejemplos se presentan a continuación: Perdido Golfo de México ($ 4,1 billones USD), Tombua-Landana Project Angola ($ 3,8 billones USD), Agbami Project Nigeria ($ 7 billones USD) y North West Shelf Venture Australia ($ 4,7 billones USD) 11. Colombia: Sector Petrolero 7 Oil & Gas UK Economic Report. 8 Todos presentan similitud en su producción en el sentido que los hidrocarburos explotados en estos países provienen de aguas marítimas. 9 Petrobras. Investmen Plan CFO Almir Barbassa Octubre, Petrobras. Plano de Negócios de Janeiro, Chevron: Delivering Performance Supplement to the Annual Report. 2

3 Como se mencionó anteriormente, las políticas públicas relacionadas con la explotación de hidrocarburos son fundamentales para atraer y promocionar proyectos dentro del sector. Es en este punto y bajo el contexto nacional, que se hace necesario mencionar el trabajo que ha venido realizando la Agencia Nacional de Hidrocarburos [ANH] desde su creación en El objetivo principal de la ANH es la administración integral de las reservas de hidrocarburos de propiedad de la Nación 12. Este objetivo se ha venido materializando a través de rondas licitatorias que promueven la E&P y Evaluaciones Técnicas [TEA s] en bloques ubicados en las 23 cuencas del país. La promoción de áreas para explotar posibles yacimientos hidrocarburíferos en territorio colombiano ha sido una estrategia eficaz para atraer nuevas y más inversiones, lo cual se ha visto reflejado en el incremento de la actividad del sector. La industria petrolera colombiana, a partir del año 2005 hasta la actualidad, ha presentado una tasa de crecimiento anual positiva de aproximadamente el 4.07% en la producción de hidrocarburos, además de presenciar incrementos importantes en el número de kilómetros de sísmica [2D y 3D] adquiridos y de pozos exploratorios perforados 13. Esta dinámica sectorial es identificable en términos económicos por medio del resultado de los flujos de inversión extranjera directa que llegan a Colombia. En los Gráfico 2 y 3 es posible ver cómo el sector de petróleo y gas en el 2008 terminó el año con un balance positivo de cerca de $4 billones de dólares en los flujos de IED, alcanzando una participación de alrededor el 30% en el total ingresado al país. Así mismo, esta dinámica se ha visto reflejada en el comportamiento de los fundamentales sectoriales en donde las exportaciones pasaron de un poco más de $2 billones de dólares en 1998 a $9 billones de dólares en 2009; sin embargo, es necesario destacar que la exportación de barriles de petróleo presentó desde el año 2000 hasta el año 2004 una tasa negativa de crecimiento promedio del 15%, mientras que para el periodo la tendencia se revirtió presentando un crecimiento promedio positivo del 5% 14. Con respecto al PIB sectorial, se puede destacar que éste ha venido creciendo desde el año 2006 a una tasa promedio del 4.6%, mientras que durante el periodo la tendencia fue negativa presentando una tasa de crecimiento promedio del -4.8% 15. Los datos anteriores muestran la efectividad de la ANH en la promoción del sector de hidrocarburos colombiano. No obstante, es necesario mencionar que estos resultados se deben prácticamente al desarrollo de operaciones continentales y 12 Decreto Número 1760 de 26 de Junio de Artículo 4º. Colombia. 13 En el año 2004 la adquisición sísmica fue de Km mientras que en el año 2009 ésta fue de Km convirtiéndose en el año con mayor número de kilómetros estudiados desde 1980, primer año del registro de esta información en las Cifras y Estadísticas de la ANH. Con respecto al número de pozos exploratorios perforados en el 2004 se perforaron 21 pozos, cifra superada en un 70% en el año 2009 en donde se perforaron 70 pozos exploratorios con un factor de éxito del 58%; nuevamente el 2009 presentó la mayor actividad con respecto a la perforación de pozos A3. Fuente: ANH Cifras & Estadísticas. 14 Balance Energético UPME Unidades KBEP. 15 Cuentas Nacionales. DANE prácticamente a ninguna en costa fuera, con la excepción de las operaciones de Chevron en la Guajira. Para tener una idea general del estado de los desarrollos offshore en Colombia, es posible observar que de los 564 contratos firmados que reporta la ANH y que se encuentran en diferentes etapas de desarrollo 16, 48 están relacionados con operaciones costa fuera. De estos últimos, aproximadamente el 58% estarán siendo licitados en el Open Round 2010 que fueron lanzados en diciembre de 2009 en el Colombia Petroleum Show [CPS] 17. Por otro lado, al observar los últimos 3 años, la ANH ha firmado 14 contratos de E&P en áreas costa fuera en donde la mayoría fueron firmados a finales del año 2007 para ser desarrollados en las cuencas del Caribe colombiano. Lo anterior es un posible indicador de que las actividades costa fuera en el país hasta ahora están comenzando a gestarse y a la industria petrolera colombiana está por iniciar una nueva etapa de crecimiento. Desde otro punto de vista, al observar la producción de petróleo y gas, el país cuenta únicamente con un campo productor [de gas] costa fuera el cual está ubicado en la cuenca Guajira-Offshore. Lo anterior significa que tan solo el 2% de los contratos relacionados con actividades offshore se encuentra en estado de producción, confirmando así, la baja actividad de la industria petrolera colombiana en áreas marítimas actualmente. Finalmente y para corroborar lo anteriormente enunciado, en las proyecciones de producción de petróleo y gas en el país presentadas en el Estudio de Demanda y Oferta de Bienes y Servicios del Sector de Hidrocarburos , realizado por la Asociación Nacional de Empresarios de Colombia [ANDI] con la colaboración de CRU Strategies para la ANH, se hacen las siguientes anotaciones: Desde el punto de vista geológico, las reservas que sustentan las producciones anteriores se suponen provienen únicamente del onshore colombiano. Se ha excluído el offshore de la proyección de petróleo crudo pues, por un lado, los expertos creen que los descubrimientos que pueden materializarse en la cuenca del Sinú probablemente corresponderían a gas natural y, por otro lado, la inclusión de los mismos no debería tener un impacto significativo en la demanda de los bienes y servicios Hoy en día parece existir un potencial interesante para la producción de gas natural en Colombia especialmente offshore. [ ]. La tendencia general es hacia la disminución de depósitos productivos en el onshore en el largo 16 Los estados de desarrollo se clasifican de la siguiente manera: Área especial ANH, Convenio de Exploración y Explotación, Convenio de Explotación, Evaluación Técnica con ANH, Exploración con ANH, Exploración en asociación con ECP, Open Round 2010, Producción concesión, Producción en asociación con ECP y TEA especial. 17 Datos obtenidos del listado de áreas publicado por la Agencia Nacional de Hidrocarburos [ANH] el 29 de Diciembre de Cálculos hechos por CAMPETROL. 3

4 plazo y por esta razón se estima que la mayoría del crecimiento después de 2012 será producido por plataformas offshore. Dichas anotaciones validan el inicio de actividades costa fuera, pero llevarán un tiempo en desarrollarse y alcanzar niveles de producción económicamente viables [siempre y cuando los resultados exploratorios sean positivos], es decir, que en el corto plazo la industria petrolera colombiana tendrá la oportunidad de prepararse para suplir las demandas futuras relacionadas con las actividades en áreas costa fuera. Sísmica EXPLORACIÓN En el mes de Diciembre la adquisición sísmica acumulada del año llegó a Km 2D equivalentes. Si se compara con respecto al mismo periodo del año 2008, se observa que la adquisición sísmica total en el país aumentó, durante el año 2009, un 22%. El promedio de kilómetros de sísmica adquiridos mensualmente durante el año pasado fue de Km 2D equivalentes, contrastando con los Km 2D equivalentes del 2008, manteniendo así la proporción del aumento del 22%. El mes de Enero de 2009 fue el periodo de más exploración sísmica (3.513 Km 2D eq.) de todo el año, en comparación con Julio en donde se adquirieron 605 Km 2D eq.. Durante el 2009 los convenios con la ANH que más participaron en la adquisición sísmica fueron ANH E&P (6.544 Km 2D Km 3D), Ecopetrol Convenio ANH (584 Km 2D 361 Km 3D) y Ecopetrol Asociados (627 Km 3D), adicionalmente, la ANH analizó directamente Km 2D, sin embargo, únicamente están especificados 244 y 169 Km 2D que se dividen en las cuencas Chocó y VIM respectivamente. Con respecto a los anteriores convenios de exploración sísmica, se puede destacar los convenios de ANH E&P, los cuales aportaron cerca del 84% de información geológica para el país. La cuenca más explorada fue Llanos Orientales seguida por Chocó Offshore, mientras que la cuenca Catatumbo fue la menos explorada. La compañía que más acrecentó el total de kilómetros de sísmica adquiridos durante el 2009 fue Reliance, concentrándose únicamente en la cuenca Chocó Offshore. Por su lado, el convenio Ecopetrol ANH participó aproximadamente en un 6% del análisis sísmico nacional enfocándose gran parte en la cuenca del Valle Medio del Magdalena. Finalmente, el convenio Ecopetrol Asociados aportó el 3% de la adquisición sísmica en 2009, impulsado principalmente por su asociado Lukoil y concentrándose en la cuenca de los Llanos Orientales. Perforación de pozos A-3 El total de pozos A-3 perforados en el 2009 igualó en número a los perforados durante el 2007, esta cifra fue de 70. Con respecto al año 2008, se perforaron 29 pozos exploratorios menos, presentando una disminución de aproximadamente el 29%. A pesar de esta diferencia, el factor de éxito en el 2009 fue de 58% mientras que en el 2008 esta cifra fue del 48%. El número de pozos A-3 encontrados productores en el 2009 alcanzó los 33, destacándose el mes de Abril, mes en el cual se descubrieron 6 pozos y el mes de Junio en donde no hubo ningún hallazgo. En el año 2008 el número de pozos productores fue de 47, número superior al del año pasado confirmando así, una disminución real en la actividad del sector en el presente año, causada por el fuerte impacto que tuvo la recesión económica, sumado a la incertidumbre del comportamiento de los precios del crudo que estuvo presente en el mercado durante todo el año. Los convenios de la ANH E&P fueron los responsables de contar aproximadamente con el 72% de los hallazgos, mientras que los convenios Ecopetrol Asociados y Ecopetrol Convenio ANH representaron el 21,2% y el 6,1% respectivamente. Los datos anteriores confirman que los contratos firmado bajo el convenio ANH E&P fueron los que más actividad presentaron, perforando un total de 51 pozos, seguidos por los convenios de Ecopetrol Asociados que perforaron 14 pozos. La cuenca de mayor actividad fue la de los Llanos Orientales en donde se perforaron 43 pozos. A ésta le siguió el VMM con 10 pozos. En las cuencas Catatumbo, Cordillera, Cesar y Putumayo únicamente se reportaron 2 pozos perforados en cada una. Al finalizar el año, se encontraban 3 pozos en completamiento, dos en los Llanos y uno en Cesar, bajo tres operadores distintos [Drummond, Hupecol y Petrominerales]. Únicamente se encontró un pozo, Quiriyana-1, que entró en explotación en el mismo año. Con respecto a los pozos que se encontraban en pruebas extensas al terminar el año [18], la gran mayoría están ubicados en Llanos. Finalmente, el operador Petrominerales estaba al finalizar el año esperando la viabilidad comercial de los dos únicos pozos productores en este estado; éstos se encuentran en la cuenca de los Llanos. Crudo PRODUCCIÓN La producción mensual promedio de crudo en el país durante el 2009 aumentó un 13.8% con respecto al La tasa mensual de crecimiento en 2009 fue en promedio del 1.79% contrastando con la cifra del 2008 que fue 0.53%. La producción mensual promedio de Enero a Diciembre del año pasado se ubicó en los 669 Kbpd, superando los niveles de producción del año

5 En el mes de Diciembre se alcanzó el mayor nivel de producción de la última década, superando la producción promedio del año La producción de crudo en este mes presentó una variación interanual del 23.6% y una del 1.3% con respecto a Noviembre del mismo año. En Diciembre la producción fue de 734 Kbpd. La participación promedio de Ecopetrol - Asociados en la producción mensual de crudo en el 2009 fue aproximadamente del 91,80%, donde se extrajeron en promedio alrededor de 614 Kbpd mensuales. El crecimiento mensual de la producción de Ecopetrol Asociados fue de 1.42%, cifra superior en un punto porcentual con respecto al 2008 [0.43%] en donde la producción mensual promedió los 564 Kbpd. Por su lado, la participación promedio de los contratos de la ANH en la producción de crudo fue en el 2009 de alrededor el 8.20%, donde se extrajeron en promedio aproximadamente 55 Kbpd mensualmente. El crecimiento de la producción de los contratos de la ANH entre el 2009 y el 2008 fue altamente positivo, presentando una tasa del 132,9%. La tasa de crecimiento promedio de la producción mensual durante el 2009 fue del 7.68%, sin embargo, a esta tasa de crecimiento está muy asociada la volatilidad de la producción, alcanzando niveles del 15.7% sobre la media. En el siguiente gráfico se puede observar la tendencia de la participación en la producción nacional de crudo, en donde los contratos de la ANH han venido aumentando su participación y por lo tanto, contribuyendo con el desarrollo del sector. 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0% PARTICPACIÓN EN LA PRODUCCIÓN TOTAL DE CRUDO COLOMBIA En 2009 se firmaron en total 64 contratos de los cuales 58 son de E&P y 6 de TEA s. La gran mayoría de contratos E&P tienen como compromisos principales la adquisición e interpretación de sísmica 2D y la perforación de 1 ó 2 pozos A-3. En La cuenca de más demanda fue la de Llanos, que en a lo largo del año se han firmaron 28 contratos para desarrollar proyectos en esta área. A continuación se presenta un cuadro en el cual se resumen el número de contratos que se firmaron por cuenca durante el Firma de Contratos E&P Acumulado Enero-Septiembre 2009 Llanos 28 VMM 12 Caguán-Putumayo 10 VSM 3 Cordillera Oriental 4 Guajira 1 Firma de Contratos TEA s Acumulado Enero-Septiembre 2009 Caguán-Putumayo 3 Cordillera Oriental 2 VMM 1 El 2009 superó en un 35% el número de contratos firmados de E&P con respecto al 2008, es decir, que se firmaron 15 contratos más durante el año pasado. En cuanto a los contratos TEA s, se firmaron 6 contratos en 2009, lo cual contrasta con los 16 firmados el año inmediatamente anterior, sin embargo, como se mencionó anteriormente, en septiembre del 2008 se firmaron 8 contratos TEA s para calentar las áreas especiales de la zona oriental de la cuenca de los Llanos Orientales. PWTI PRECIOS Fuente: ANH Contratos Contratos ANH INVERSIÓN ECP-Asoc En promedio, el precio del crudo WTI fue en 2009 de 62,00 USD/Barril (F.O.B). Durante este año el crudo alcanzó su máximo de 81,03 USD/Barril el 21 de Octubre. El precio mínimo que alcanzó la cotización del petróleo WTI fue de 34,03 USD/Barril el 12 de Febrero. La volatilidad diaria promedio del precio del crudo durante el año fue de alrededor 13,35 USD/Barril. En cuanto a la evolución de la firma de contratos de E&P de la ANH, los resultados obtenidos en 2009 son considerablemente superiores a los del mismo periodo del En cuanto a la firma de contratos TEA s en 2008 se firmaron 8 contratos que son aquellos relacionados con las áreas especiales de la ANH en la cuenca de los Llanos Orientales. PBRENT En promedio, el precio del crudo BRENT fue en 2009 de 61,80 USD/Barril (F.O.B). Durante este año el crudo alcanzó su máximo de 78,68 USD/Barril el primero de Diciembre. El precio mínimo que alcanzó la cotización del petróleo BRENT fue de 39,41 USD/Barril el 5

6 19 de Febrero. La volatilidad diaria promedio del precio del crudo durante el año fue de alrededor 12,31 USD/Barril. Contacto: Fuentes: 1. Agencia Nacional de Hidrocarburos ANH 2. Energy Information Administration EIA ANEXO Gráfico 1 Azerbaijan Iraq Kazakhstan Angola Brazil Qatar Vietnam Russia Algeria Canada Ecuador Denmark Kuwait China Libya Iran U.A.E Colombia Nigeria Saudi Arabia India Oman Australia Mexico Malaysia U.S Yemen Argentina Venezuela Gabon Norway Syria Egypt Indonesia UK 16,96% 10,01% 9,03% 8,85% 7,37% 4,68% 4,26% 4,05% 3,03% 2,50% 2,25% 1,68% 1,59% 1,43% 1,23% 0,89% 0,56% 0,49% 0,31% 0,13% 0,05% -0,79% -0,96% -1,12% -1,31% -1,61% -1,73% -2,27% -2,76% -3,24% -3,36% -3,41% -3,49% -3,85% -5,05% -10% -5% CRECIMIENTO ANUAL PROMEDIO EN LA PRODUCCIÓN MUNDIAL DE CRUDO [KBPD] % 5% 10% 15% 20% Fuente: EIA - Monthly Petroleum Interntational Dic 09 6

7 Gráfico 2 $ 12 Flujos de Inversión Extranjera Directa $ 10 billones de USD $ 8 $ 6 $ 4 $ 2 $ pr 2004 pr 2005 p 2006 p 2007 p 2008 p 2009 p TOTAL IED EXPLOTACION DE MINAS Y CANTERAS Sector Petrolero Fuente: Banco de la República Gráfico 3 Participación del Sector de Petróleo y Gas en el Flujo Total de IED en el País 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% pr 2004 pr 2005 p 2006 p 2007 p 2008 p 2009 p Fuente: Banco de la República 7

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