Contenido. 1. Estadísticas de la industria. 2. Aspectos Generales del Proceso Ronda Colombia Áreas y Programas Mínimos Exploratorios

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1 Contenido 1. Estadísticas de la industria 2. Aspectos Generales del Proceso Ronda Colombia Áreas y Programas Mínimos Exploratorios

2 Contenido 1. Estadísticas de la industria Crudo en Suramérica Gas en Suramérica Evolución de los Hidrocarburos en Colombia La Actividad Exploratoria La Actividad Contractual Percepción de la Industria

3 Crudo en Suramérica 211,2 Reservas (Miles de millones de barriles) Miles de barriles por día Producción Colombia 2,1 Venezuela Ecuador 6,2 14,2 Brasil (*) Venezuela Brasil Brazil Colombia Argentina Ecuador (14%) Creciente 2,5 Argentina (*) Producción a octubre 2011 Decreciente Fuentes: BP Statistical Review 2011; análisis ANH 3

4 Gas en Suramérica Reservas probadas (Tera pies cúbicos) 192,7 Venezuela Millardos de pies cúbicos por día Producción Colombia 12,9 Trinidad & Tobago 5 (2%) 7,1 (**) 4 3 4,1 3,9 2,8 12,5 Peru 9,9 14,7 Brasil 2 1 1,4 1,4 1,1 (*) Bolivia 0 Trinidad & Tobago Argentina Venezuela Bolivia Brasil Brazil Colombia (7%) 12,2 Argentina (*) Producción a octubre 2011 (**) de las cuales comerciales: 5,4 TCF Creciente Decreciente Fuentes: BP Statistical Review 2011; análisis ANH 4

5 Evolución de los hidrocarburos en Colombia Reservas Crudo Gas Millones de barriles Tera Pies Cúbicos 2,200 2,000 1,800 1,600 1,400 1,200 1,542 1,478 1,453 1,510 1,358 1,668 2,058 1,988 10,0 8,0 6,0 4,0 2,0 8,5 7,5 7,2 7,3 7,1 7,3 6,7 4,7 4,3 4,4 4,2 4,0 4,0 3,7 7,1 5,4 1, Fuente: ANH Comerciales Recuperables 5

6 Evolución de los hidrocarburos en Colombia Producción Miles de barriles por día Producción promedio anual Millones de pies cúbicos por día Miles de barriles por día Producción promedio mensual (últimos 12 meses) Millones de pies cúbicos por día CRUDO GAS Oct NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT 800 Fuente: MME

7 La actividad exploratoria aumenta Millones hectáreas Evaluación técnica Exploración Producción

8 La actividad contractual y la adquisición sísmica aumentan No. contratos 100 Sísmica: Km de 2D equivalente TEA E&P Asociación (Ecopetrol) 9 Meta: Offshore Onshore Oct TEA: Contrato de Evaluación Técnica Oct 8

9 El número de pozos exploratorios crece, y las tasas de éxito son altas No. de pozos No. de pozos Factor de éxito (%) % Meta: 130 Secos En pruebas Productores Factor de éxito (%) 80% % 48% 46% 39% 41% 47% 54% 56% 60% 40% % % Oct Oct 0% 9

10 Hay alta inversión extranjera directa IED neta - sector petrolero Millones USD 6,000 Estimado 5,000 4,000 3,000 2do trimestre 2,000 1,000 0,000 Fuente: Banco de la República

11 Colombia ofrece buenas oportunidades de negocios Una geología prolífica Un buen entorno empresarial Un marco institucional adecuado Un contrato competitivo Rondas competitivas todavía una ventana de oportunidad 11

12 La percepción de la industria muestra fortalezas Percepción de atractividad de países en América Latina Prospectividad Términos fiscales y contractuales Atractivo general Muy atractivo 5,0 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 No atractivo 0,0 Argentina Bolivia Brazil Colombia Ecuador Peru Trinidad y Tobago Fuente: Estudio ADL 2011 Venezuela 12

13 Contenido 2. Aspectos generales del proceso Ronda Colombia 2012 Criterios de Habilitación Criterios de adjudicación No convencionales Cronograma

14 Criterios de Habilitación Categoría Inversionistas Operador Legal Financiero Operacional Medioambiental RSE

15 Aspectos financieros Capital mínimo (activos netos) por bloque (*) : Área tipo 1: US$6MM 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 los mínimos para acceder a un bloque (*) Individualmente o acumulado en caso de consorcio

16 Aspectos financieros 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 Standard & Poor s Moody s Duff & Phelps Grado BBB Baa BBB

17 Capacidad operacional Tipo de bloque Reservas Bpe Producción Bped 1 * 2,000,000 1, ,000,000 10, ,000,000 20,000 * 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

18 Excepción Antigüedad y Capacidad Operacional Compañías que cumplan con una de las dos condiciones: Que en los últimos diez (10) años hayan operado contratos Exploración y Producción (E&P) con inversiones superiores a USD o, Aquellas que tengan menos de cinco (5) años de creadas cuenten con activos superiores a USD y sean Operadores de al menos cinco (5) contratos E&P.

19 Documentos medioambientales y de responsabilidad social empresarial Documento de política ambiental Documento de política de responsabilidad social empresarial

20 Criterios de adjudicación Tipo de área Criterio (70%) (30%) 1 & 2 Participación en producción (X%) Inversión adicional en la fase I de exploración 3 Inversión adicional en la fase I de exploración Participación en producción (X%) Desempate: Balotas

21 No Convencionales Aprox. 30% de bloques con potencial no convencional Compañías habilitadas para Tipo 3 Anexo especial dentro del contrato Flexibilidad de tiempos contractuales Devolución de áreas Revisión derechos económicos

22 Aspectos eliminados Ronda Colombia 2010 Operador restringido Prohibición de adjudicar bloques contiguos a un mismo proponente Tabla de Precios Unitarios Posibilidad de presentar número de ofertas que superen la capacidad financiera.

23 Cronograma Actividad Prelanzamiento del Proceso en Bogotá 22 de noviembre de 2011 Publicación del primer borrador de los TDR 9 de febrero de 2012 Lanzamiento del proceso en Bogotá Venta de 16 de febrero de 2012 Paquetes Técnicos Toronto Calgary Houston (Cera Week) Londres Road Show (incluye reunión 1 a 1 a las compañías) Beijing Seúl Tokio Rio de Janeiro (Latin Upstream ) Apertura y Publicación TDR definitivos 11 de abril de 2012 Presentación documentos de habilitación Compañías Inversionistas y Operadoras Publicación de lista de habilitación de compañías Inversionistas y Operadoras Observaciones a la lista de habilitación de compañías Inversionistas y Operadoras Publicación de lista definitiva de habilitación de compañías Inversionistas y Operadoras Fecha Desde 11 de abril hasta el 8 de junio de de julio de 2012 hasta el 12 de julio de de julio de 2012 Depósito de ofertas, entrega de la garantía de seriedad y acto público de apertura de ofertas 16 de octubre de 2012 Publicación lista preliminar de elegibilidad 17 de octubre de 2012 Observaciones de la lista preliminar de elegibilidad Hasta 26 de octubre de 2012 Validación de las Ofertas Hasta el 31 de octubre de 2012 Adjudicación Noviembre de de febrero de de febrero de al 9 de marzo de de marzo de de marzo de de marzo de de marzo de y 18 de abril de 2012 Firma de contratos Noviembre y diciembre de

24 Contenido 3. Áreas y Programas Mínimos Exploratorios Bloques Mini Ronda Bloques en cuencas con nueva prospectividad Bloques Contratos de Evaluación Técnica Especial Detalle de Cuencas

25 Áreas ofrecidas Ronda Colombia 2012 Costa Adentro 31 Costa Afuera Total TIPO Líneas Sísmicas 2D Pozos Total (Has) Tipo Tipo Tipo Total

26 Bloques Minironda Bloques en cuencas maduras (Mini- Ronda), sobre los cuales se suscribirán contratos E&P BLOQUE Tipo 1 AREA (Ha) Línea Sísmica Número de Líneas Pozos Número Cuencas Valle Inferior del Magdalena Valle medio del Magdalena Valle Superior del Magdalena Caguán-Putumayo Llanos

27 Programa exploratorio mínimo Tipo 1 Cuencas Actividades Fase I (36 meses) Perforación de un (1) pozo Todas Fase II (36 meses) La perforación de dos (2) pozos ó La perforación de un (1) pozo en 18 meses y la devolución del 50% del área

28 Bloques cuencas con nueva prospectividad Bloques con nuevo potencial, sobre los cuales se suscribirán contratos E&P Tipo 2 BLOQUE AREA (Ha) Línea Sísmica Número de Líneas Pozos Número Guajira Guajira Offshore Sinú Offshore Uraba Sinú-San Jacinto Valle Inferior del Magdalena Cuencas Valle Medio del Magdalena Valle Superior del Magdalena Caguán-Putumayo Llanos Cordillera Catatumbo

29 Programa exploratorio mínimo Tipo 2 Cuencas Actividades Fase I (36 meses) Costa Adentro 20 km de sísmica 2D por cada Ha o su equivalente en 3D (El factor de conversión de sísmica 2D/3D es 1.6) Perforación de un (1) pozo Fase II (36 meses) La perforación de dos (2) pozos ó La perforación de un (1) pozo en 18 meses y la devolución del 50% del área

30 Programa exploratorio mínimo Tipo 2 Cuencas Actividades Fase I (36 meses) Costa Afuera 15 km2 de sísmica 3D por cada Ha Toma de núcleos con pistón, 1 por cada Ha. Fase II (36 meses) La perforación de un(1) pozo.

31 Bloques Contratos de Evaluación Técnica Especial Bloques en cuencas frontera, ofrecidos para contratos de Evaluación Técnica Especial BLOQUE Tipo 3 AREA (Ha) Línea Sísmica Número de Líneas Pozos Número Guajira Guajira Offshore Colombia Uraba Sinú-San Jacinto Valle Inferior del Magdalena Cuencas Vaupés-Amazonas Valle Medio del Magdalena Caguán-Putumayo Llanos Cordillera

32 Programa exploratorio mínimo Cuencas Tipo 3 Fase única (36) meses Actividades Costa Adentro 20 km de sísmica 2D por cada Ha o su equivalente en 3D (El factor de conversión de sísmica 2D/3D es 1.6) Perforación de un (1) pozo estratigráfico

33 Programa exploratorio mínimo Cuencas Fase única (36) meses Tipo 3 Actividades Costa Afuera 20 km de sísmica 2D por cada Ha o su equivalente en 3D (El factor de conversión de sísmica 2D/3D es 1.6) Cubrimiento de todo el área, con 20 km de batimetría de alta resolución por cada Ha. Toma de núcleos con pistón, 1 por cada Ha.