Agenda Promoción del gas natural Perspectivas de oferta Apertura internacional

Transcripción

1 EVOLUCIÓN DEL MERCADO Y APERTURA INTERNACIONAL Javier G. Gutiérrez P. Presidente Cartagena de Indias, 10 de abril de 2014

2 Agenda Promoción del gas natural Perspectivas de oferta Apertura internacional

3 En la última década, se ha logrado un crecimiento de la demanda del 108% (7,6% interanual), pasando de 589 GBTUD a GBTUD Fuente: Ecopetrol Sector Crecimiento Interanual Beneficiados Doméstico 96% 6,9% 7 Millones Usuarios Vehicular 406% 17,6% 460 Mil Vehículos Industria 66% 5,2% Industrias Fuente: 1 MinMinas, UPME y Naturgas.

4 Fuente: Revista Semana 29 mar/14. Fuente: Portafolio 08 abr/14.

5 Hoy el gas natural representa el 25% de la canasta energética primaria en Colombia Año 2005 Año 2013 Gas Natural 21% Gas Natural 25% Fuente: UPME y Naturgas, Presentación revista indicadores 2013, abr/14.

6 A través de las nuevas reglas que motivaron las negociaciones bilaterales se fortaleció la confianza entre los agentes del mercado Ecopetrol vendió del gas ofertado: Guajira: 100% a 1 y 5 años. Cusiana/Cupiagua: 99% a 1 año y 80% a 5 años. Ecopetrol dispone de volúmenes para venta en firme (reglas de comercialización). COMERCIALIZACION GUAJIRA COMERCIALIZACION CUSIANA/CUPIAGUA Excedentes Excedentes 6

7 Producto de las negociaciones bilaterales realizadas en 2013 se alcanzaron precios muy competitivos (Guajira boca de pozo disminuyó un 42%) 7,0 6,0 5,81 5,80 6,04 5,90 5,65 USD/MBTU 5,0 4,0 3,0 2,0 2,77 3,89 4,00 4,26 3,97 1,0 0,0 Precio regulado (Res.119/05) Precio libre promedio (Circular CREG 02/14) Fuente: Ecopetrol y CREG El precio de Cusiana/Cupiagua también disminuyó.

8 Retos de corto plazo para maximizar el éxito de los procesos de comercialización Facilitar la colocación de excedentes en firme permitiendo ofrecer cantidades variables durante la vigencia del contrato. Permitir negociación directa en cualquier momento del año cuando existan excedentes.

9 Ecopetrol y otros agentes del sector lideran iniciativas como el uso de GNL automotor para transporte de carga pesada con unpotencialmayora50mpcd Beneficios en autonomía de los vehículos frente a GNC y ahorros entre el 35% y 45% 1 frente al diésel. Aporta una importante reducción de la carga fiscal 2 del subsidio dado al diésel, reflejando mayores recursos para inversión social. Reduce considerablemente las emisiones. Por sus características físicas, no es objeto del hurto que hoy enfrentan los transportadores de carga pesada. Fuente: 1 Cálculos propios billones de pesos ha sido el subsidio dado al diésel entre , CEPAL Gestión de la industria petrolera en período de altos precios del petróleo en países seleccionados de América Latina.

10 Cantidades superiores a 30 MPCD de mercado potencial podrían desarrollarse en proyectos de cogeneración y autogeneración Desarrollamos productos comerciales especiales (tiempo de contrato y precio) Beneficios tributarios 1 para proyectos de reducción en el consumo de energía y eficiencia energética. Contribución a la eficiencia energética Fuente: 1 Resolución UPME 563 de 2012, Decreto 2532/01 y Decreto 3172/03, relativos a exclusión de IVA y deducción en la renta para elementos, equipos y maquinaria.

11 Agenda Promoción del gas natural Perspectivas de oferta Apertura internacional

12 Hemos promovido y fortalecido el mercado del gas natural, aumentando la oferta junto a otros productores Producción Nacional GBTUD Capacidad de Producción GBTUD Fuente: Ecopetrol Existirán nuevos jugadores como: Hocol, Repsol, Anadarko, ONGC, entre otros.

13 En términos de producción de gas natural, entre 2007 y 2013 Ecopetrol tuvo un incremento del 90%(11,3% interanual) Producción (MPCD) * Incluye regalías asociadas a la participación de ECP

14 Ecopetrol ha aumentado sus reservas de gas natural en 53% durante los últimos 7 años. Deltotaldesusreservasel27%correspondeagasnatural Balance SEC Ecopetrol (MBPE) a 2013: Incorporación de 2,3 TPC IRR gas de 201% R/P 1P en gas: 14 años Crudo Gas

15 Entre 2012 y 2013, Ecopetrol y su grupo empresarial han realizado actividades de E&P para aumentar la oferta 4Q/12 May/13 2Q/13 3Q/13 4Q/13 Ecopetrol Hocol Ecopetrol Ecopetrol Ecopetrol Planta Cupiagua Bonga y Mamey Oripaya Offshore HNC Entrada producción 140 MPCD (Máximo 210 MPCD) Hallazgo, desarrollo y comercialidad 28 MPCD a partir jun/15 Perforación pozo Oripaya II Delimitación Adquisición sísmica Km (Anadarko y Repsol) Evaluación de recursos prospectivos

16 Hacia el 2020 buscamos incrementar nuestra producción de gas en mas del 50%, trabajando en el hallazgo y desarrollo de recursos convencionales y no convencionales NUEVAS RESERVAS DE GAS NATURAL Convencional No Convencional Onshore Offshore Shale gas/oil Gas asociado al carbón

17 Convencional: en el Offshore Caribe, Valle Inferior del Magdalena y Piedemonte se concentran las principales zonas de exploración con un potencial que asciende a 40 TPC 1 1 Offshore Caribe Valle Inferior del Magdalena -VIM 4 3 Catatumbo 4 Piedemonte llanero

18 1 Offshore: durante el 2014 y 2015 se espera perforar 5 pozos exploratorios ORCA 3Q/2014 GUA OFF-1 Bloques Operados por ECP 3 Bloques No Operados por ECP 10 MOLUSCO 2015 RC-10 RC-11 TAYRONA RC-12 RC-12 TAYRONA RC-9 SILURO 2015 Tayrona PURPLE ANGEL RC-5 RC-7 Tayrona, RC-12, RC- 11, GUA OFF.1 Fuerte Norte y Sur, Purple Angel, URA 4 y Col 5 COL-5 FUERTE NORTE FUERTE SUR CALASÚ 4Q/2014 URA-4 CANA NORTE 2015 RC-10, RC-09 Total Bloques: 13 18

19 2 Valle Inferior Magdalena es liderada por Hocol. En 2014 se espera perforar entre 3 y 4 pozos exploratorios Bloques Operados por ECP 3 Bloques Operados Hocol 6 Bloques no Operados Hocol 1 CALIPSO-1 3Q/2014 SILVESTRE GUA-2 BULLERENGUE 3Q/2014 SSJN-1 SSJN-4 PERDICES SAMÁN CAMPANO-1 2Q/2014 SSJS-1 VIM-6 PERERE-1 4Q/2014 VIM-8 VIM Total Bloques: 9

20 3 4 Catatumbo y el Piedemonte: ofrecen oportunidades decrudolivianoygasdetamañomedioyalto. En 2014 perforaremos 2 pozos exploratorios URIBANTE CAT-3 NFE SELVA (TIBU) 2Q/2014 MAGALLANES 2Q/2014 SIRIRÍ CATLEYA LLA-4 ORIPAYA 2 (A1-INICIO PRUEBAS) ORIPAYA 3 (A1)-2014 HURÓN EN EVALUACIÓN OPCIONES DE DESARROLLO 2014 MUNDO NUEVO ODISEA NISCOTA EN EVALUACIÓN POSIBLE AUMENTO DE CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DE GIBRALTAR 2014 Total Bloques: 8 Bloques Ecopetrol 6 Bloques Hocol S.A. 1 Bloques ASOC ECP HOCOL 1

21 No Convencionales Shale Gas/Oil: se concentran en el Valle Medio del Magdalena y Catatumbo con un potencial entre 15 42TPC 1 Valle Magdalena Medio Tcfe ExxonMobil, ConocoPhillips, Ecopetrol, Shell, Canacol 5 pozos de evaluación Catatumbo 1 5 Tcfe Ecopetrol Cordillera Tcfe Nexen, Exxon Mobil/ Ecopetrol Actividades Realizadas Evaluación de Recursos en el Valle Medio del Magdalena y Catatumbo Perforación de 5 pozos de evaluación Análisis de geología e ingeniería Definición de proyectos para pruebas piloto 1 Ecopetrol tendría exposición a cerca del 70% del área. Fuente: ANH y Ecopetrol

22 Avance en la perforación en el Valle Medio del Magdalena Pozos estratigráficos : La Luna : Coyote : Prometeo : Iwana-1 Pozos exploratorios (información HNC) : Oripaya-2 en Catatumbo (fuera del mapa) 2014: Casabe-K Barrancabermeja Bucaramanga

23 No Convencionales Gas Asociado al Carbón: con un potencial de1,6 8TPCubicadosenlaGuajirayCesar Cesar Tcf Drummond/Ecopetrol Estudios & Pozos de evaluación Guajira Tcf Ronda 2014: BloquesCBM:8 Área total: Has Fuente: ANH y Ecopetrol

24 Con base en la actividad exploratoria, en el largo plazo Ecopetrol y su grupo empresarial estiman llegar a producir másde1.500mpcd Nivel de incertidumbre Bajo Alto HNC Hoy Onshore Offshore Producción incremental Básica campos actuales

25 Agenda Promoción del gas natural Perspectivas de oferta Apertura internacional

26 Dados los tiempos de hallazgo y desarrollo de nuevos recursos, es importante que el país se conecte a mercados internacionales Fin de la autosuficiencia del país con recursos propios, año 2017 (escenario medio) ene.-13 may.-13 sep.-13 ene.-14 may.-14 sep.-14 ene.-15 may.-15 sep.-15 ene.-16 may.-16 sep.-16 ene.-17 may.-17 sep.-17 ene.-18 may.-18 sep.-18 ene.-19 may.-19 sep.-19 ene.-20 may.-20 sep.-20 ene.-21 may.-21 sep.-21 ene.-22 may.-22 sep.-22 MPCD Oferta Baja Oferta Alta Oferta Media Demanda Baja Demanda Base Demanda Alta Fuente: UPME (abril de 2014), perspectivas de oferta y demanda de gas natural en Colombia

27 En ese sentido, la iniciativa de contar con una planta de regasificación para el sector térmico es positiva para el país Inversión total estimada: 500 millones de dólares. Capacidad de regasificación: 400 MPCD. Capacidaddealmacenamiento: m 3 degnl. Fuente: Cuenta con un ingreso regulado 1 por 10 años de 40.7 millones de dólares/año. 1 Resolución CREG 022 de 2014

28 En sus roles de productor, comercializador y consumidor Ecopetrol está evaluando la factibilidad de una infraestructura de GNL Comercializador Consumidor En caso que los recursos obtenidos con el éxito exploratorio no sean suficientes para abastecer la demanda nacional, incluida la de Ecopetrol como consumidor Si el éxito exploratorio supera las expectativas de crecimiento de la demanda del mercado colombiano y se cuenta con excedentes para exportación. Productor

29 En la apertura del país hacia el mundo el precio podrá verse influenciado por índices internacionales Precios Promedio Regionales Estimación Precio Guajira 2 $16 $14 Escenario Medio (línea negra) US$/MBTU 2013 $12 $10 $8 $6 $4 $2 ene.-14 ene.-15 ene.-16 ene.-17 ene.-18 ene.-19 ene.-20 ene.-21 ene.-22 ene.-23 ene.-24 ene.-25 ene.-26 ene.-27 ene.-28 ene.-29 ene.-30 ene.-31 ene.-32 ene.-33 ene.-34 ene.-35 ene.-36 ene.-37 Escenario Medio (NBP) Escenario Alto (Japón) Escenario Bajo (Sustituto) Japón (Wood Mackenzie) NBP (Wood Mackenzie) Henry Hub (DOE) Fuente: 1 World LNG Report 2014, International Gas Union IGU. 2 UPME (abril de 2014), perspectivas de oferta y demanda de gas natural en Colombia

30 Colombia continuaría con la tendencia de importación de GNL en Latinoamérica Precio Promedio de Compra de GNL en la región 15 USD/MBTU 1 SPEC Sociedad Portuaria El Cayao Brasil -Existentes: 3 plantas de regasificación 2 -Propuestas: 3 plantas de regasificación 2 Chile -Existentes: 2 plantas de regasificación 2 -Propuestas: 4 plantas de regasificación 2 Argentina -Existentes: 2 plantas de regasificación 2 -Propuestas: 1 planta de regasificación 2 Fuente: 1 Informe ICIS Heren LNG 07 abr/14. 2 Oportunidades y desafíos de la industria de gas Colombiana en el contexto global, Abr/14, Wood Mackenzie

31 En los próximos 5 años la oferta de GNL superará de forma importante a la demanda. En 2013: 291 MTPA (Uso 81%) Capacidad Licuefacción 237 MT Volumen Negociado 688 MTPA (Uso 34%) Capacidad Regasificación +500 MTPA adicionales en proyectos 357 Barcos Metaneros De los cuales 44 MPTPA corresponden a FSRU Fuente: World LNG Report 2014, International Gas Union IGU. MT: Millones de toneladas de GNL. FSRU: Floating Storage Regasification Unit.

32 A 2013 se cuenta con 69 plantas de licuefacción en 19 países y más de 29 plantas nuevas están en construcción Actuales: Principalmente en Qatar, Indonesia, Australia, Malasia, T&T. Futuras: Ubicadas esencialmente en USA, Australia, Malasia y Rusia. Fuente: World LNG Report 2014, International Gas Union IGU

33 Existen actualmente 94 plantas de regasificación en 29 países y más de 26 nuevas plantas se encuentran en construcción Actuales: Medio oriente (Japón y Corea), Europa (España y UK) y Latinoamérica(Brasil, Argentina y Chile). Futuras: Ubicadas esencialmente en España, China, India, Chile, Brasil y Uruguay. Fuente: World LNG Report 2014, International Gas Union IGU

34 Conclusiones Hemos promovido el desarrollo de la demanda durante la última década alcanzando un crecimiento del 108%. En los últimos 7 años hemos aumentado en 53% las reservas de gas natural y el 90% la producción. Trabajamos en el hallazgo y desarrollo de recursos convencionales y no convencionales. Se fortaleció la confianza entre los agentes del mercado a través de las negociaciones bilaterales. Es importante que el país se conecte a mercados internacionales. Nos encontramos evaluando la factibilidad de una infraestructura para GNL.

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