Indicadores Económicos Ronda Colombia 2014
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- David Castillo Castellanos
- hace 6 años
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Transcripción
1 Indicadores Económicos Cartagena, Abril 9 de 2014 Javier Betancourt Valle Presidente Agencia Nacional de Hidrocarburos
2 Indicadores Económicos
3 Inversión Extranjera Directa Sector Hidrocarburos El sector de hidrocarburos (petróleo y gas) representa aproximadamente el 35% de la IED en Colombia Millones de USD % 16% 11% 30% 37% 32% 34% 41% 38% 34% 38% er Trim Total país Sector Hidrocarburos Fuente: Banco de la República
4 US Millones FOB Exportaciones Sector Hidrocarburos El sector de hidrocarburos (petróleo y derivados) representa hoy aproximadamente el 55% de las exportaciones del país (nov) Exportaciones de Petróleo y derivados Total Exportaciones del país Fuente: Banco de la República
5 Producción Equivalente Sector Hidrocarburos Promedio anual en miles de barriles de petróleo equivalente diario (KBPED) Petróleo Gas equivalente Fuente: ANH
6 Actividad Exploratoria Sector Hidrocarburos Km de Sísmica 2D Equivalente No. de pozos exploratorios Fuente: ANH Offshore Onshore Pozos perforados
7 Reservas Sector Hidrocarburos Millones de barriles Petróleo Incremento del 75% en los últimos 6 años Tera Pies Cúbicos 6,0 5,5 5,0 4,5 4,0 3,5 3,0 4,0 4,3 3,7 Gas Incremento del 54% en los últimos 6 años. 4,4 4,7 5,4 5,5 5, , , Fuente: ANH- Ecopetrol
8 Áreas, Bloques y Oportunidades
9 Áreas y Bloques Superficie total en oferta (ha) Convencionales Continentales Convencionales Costa Afuera No Convencionales de petróleo y gas en esquistos No Convencionales degas asociado a mantos de carbón (CBM) Total Total Áreas/Bloques en oferta 97 Convencionales Continentales 57 Convencionales Costa Afuera 13 No Convencionales de petróleo y gas en esquistos 19 No Convencionales degas asociado a mantos de carbón (CBM) 8
10 Prospectividad Yacimientos No Convencionales Aspectos Generales: Bases de datos con información nueva y reprocesada en cuencas con potencial para la exploración de Yacimientos No Convencionales. Nueva región de interés en Shales(Lutitas): Cuenca Sinú-San Jacinto. Selección y delimitación de las áreas en oferta a partir de la posible distribución de Sweet Spots. Proceso Competitivo de Gas Metano asociado a los mantos de Carbón (CBM): Información geológica disponible a partir del Segundo Semestre de Áreas con prospectividadde No Convencionales en Shalesy 8 Áreas CBM, para un total de hectáreas (28% del Área continental en oferta para la ).
11 Muestreo en Shales y modelamiento
12 Sweet Spots: Cordillera Oriental/Valle Medio del Magdalena
13 Recursos Gas Metano asociado a Mantos de Carbón (CBM)
14 Cronograma
15 Cronograma Proceso Competitivo Recursos Convencionales, No Convencionales y Costa Afuera Actividad Pre-lanzamiento del proceso en Bogotá Diciembre 17 de 2013 Lanzamiento de Proceso Competitivo Febrero 19 de 2014 Taller Oportunidades Exploratorias Febrero 20 de 2014 Publicación del primer borrador de los Términos de Referencia Febrero 21 de 2014 Calgary -Febrero 27 y 28 Houston -Marzo 3 al 7 Road Shows Londres -Marzo 17 y 18 Beijing Marzo 31 y Abril 1 Yakarta Abril 3 y 4 Publicación del primer borrador de la Minuta Marzo 24 de 2014 Vencimiento de plazo a observaciones al Primer Borrador de Términos de Referencia Marzo 28 de 2014 Vencimiento de plazo a observaciones al Primer Borrador de Minuta Abril 4 de 2014 Taller Aclaratorio: Términos de Referencia y Minuta Abril 24 de 2014 Publicación de los Términos de Referencia y Minuta definitivos Abril 25 de 2014 Presentación de documentos de habilitación de los proponentes y/o inversionistas Abril 25 hasta Junio 11 de 2014 Publicación de la lista preliminar de habilitación de los proponentes y/o inversionistas Junio 27 de 2014 Observaciones a la lista de habilitación de los proponentes y/o inversionistas Junio 27 hasta Julio 3 de 2014 Publicación de la lista definitiva de habilitación de los proponentes y/o inversionistas Julio 8 de 2014 Depósito de ofertas, entrega de la garantía de seriedad y acto público de apertura de ofertas Julio 23 de 2014 Publicación de la lista preliminar de elegibilidad Julio 28 de 2014 Comentarios a la lista preliminar de elegibilidad Julio 28 hasta Julio 30 de 2014 Publicación lista definitiva de elegibilidad y Adjudicación o Declaratoria de Desierta de las áreas Julio 30 de 2014 Etapa de celebración de contratos A partir de Julio 31 de 2014 Fecha
16 Cronograma Proceso Competitivo - CBM Actividad Fecha Publicación del primer borrador de los Términos de Referencia y Minuta Junio 30 de 2014 Publicación de los Términos de Referencia y Minuta definitivos Septiembre 19 de 2014 Presentación de documentos de habilitación de los proponentes y/o inversionistas Septiembre 22 hasta Octubre 22 de 2014 Publicación de la lista preliminar de habilitación de los proponentes y/o inversionistas Octubre 22 de 2014 Observaciones a la lista de habilitación de los proponentes y/o inversionistas Octubre 22 hasta Octubre29de 2014 Publicación de la lista definitiva de habilitación de los proponentes y/o inversionistas Octubre 31 de 2014 Depósito de ofertas, entrega de la garantía de seriedad y acto público de apertura de ofertas Noviembre 12 de 2014 Publicación de la lista preliminar de elegibilidad Noviembre 18 de 2014 Comentarios a la lista preliminar de elegibilidad Noviembre18 de 2014hasta Noviembre 21 de 2014 Publicación lista definitiva de elegibilidad y Adjudicación o Declaratoria de Desierta de las áreas Noviembre24de 2014 Etapa de celebración de contratos A partir de Noviembre 25 de 2014
17 Términos de Referencia
18 Modificaciones e Incentivos Contratos Costa Afuera Modificación del Po y el Disparador de Volúmenes: Aguas Profundas (entre 300 y 1000 metros de profundidad): Po en USD 82 y disparador de volúmenes en 200 mmbbl. Aguas Ultra-Profundas (más de 1000 metros de profundidad): Po en USD 100 y disparador de volúmenes en 300 mmbbl. Primer factor de adjudicación: Programa de inversión adicional: Se entiende por inversión adicional las sumas de dinero, expresadas en dólares de los Estados Unidos, en múltiplos de un millón(usd ). Periodo de Producción: Período de producción de 30 años. Programa mínimo exploratorio: Primera Fase Segunda Fase Tercera Fase 36 meses 36 meses 36 meses Adquisición de 1.000km 2 de sísmica 3D o su equivalente en sísmica 2D ensayos de Piston Core 1 pozo exploratorio 1 pozo exploratorio
19 Modificaciones e Incentivos Contratos No Convencionales Modificación del Po y descuento en las regalías: Incremento del precio base(po) de USD$43.37 a USD$ % de descuento sobre el monto de regalías para convencionales. Duración del contrato: PeriododeExploración:9años(3fasesde3añoscadauna). Periodo de Producción: 30 años. Primera Fase Segunda Fase Tercera Fase 36 meses 36 meses 36 meses Adquisición de 200 km de sísmica 2D y/o reproceso de sísmica existente Pozos estratigráficos o exploratorios 4 pozos exploratorios 4 pozos exploratorios
20 Criterios de Adjudicación Tipo de área Primario Criterio Secundario* YD E&P Continental y Offshore Participación en producción (X%) Inversión adicional en la fase I de exploración E&P No convencional TEA Continental y Offshore Inversión adicional en la fase I de exploración Participación en producción (X%) * Criterio de desempate
21 Retos y Desafíos
22 Retos y Desafíos Incrementar el R/P. Relacionamiento con las comunidades. Desempeño ambiental. Yacimientos No convencionales y Costa Afuera. Infraestructura de transporte. Tecnología / Servicios / Personal calificado.
23 Gracias!
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