XXVIII Conferencia Energética Colombiana ENERCOL 2011

XXVIII Conferencia Energética Colombiana ENERCOL 2011 Perspectiva de la evolución del modelo de infraestructura de transporte por oleoductos Julio César Vera Díaz Director de Hidrocarburos Bogotá, 8 de septiembre de 2011 1

Contenido Objetivos estratégicos Sector Minas y Energía 2011-2014 Regulación oleoductos Principales proyectos de expansión Retos futuros Comentarios finales

Planeación Estratégica Sector Minas y Energía 2011-2014 Objetivos estratégicos 1. Garantizar el abastecimiento de hidrocarburos y energía eléctrica 2. Crear una institucionalidad y mecanismos que garanticen una minería responsable y competitiva 3. Ampliar el acceso de la población más vulnerable al servicio de energía eléctrica y gas 4. Impulsar la integración energética regional

Objetivos y estrategias Aumentar la exploración y producción de hidrocarburos 1. Garantizar el abastecimiento de hidrocarburos y energía eléctrica Construir la Infraestructura necesaria para asegurar el abastecimiento confiable de hidrocarburos y energía eléctrica Fortalecer y desarrollar el Marco Regulatorio que garantice la formación de precios competitivos y la expansión de la infraestructura 4. Impulsar la integración energética regional Fortalecer las importaciones lícitas de combustibles venezolanos en zonas de frontera

Objetivos, indicadores y metas 2011-2014 1. Garantizar el abastecimiento de hidrocarburos y energía eléctrica 1. Aumentar la exploración y producción de hidrocarburos 1. Suscribir nuevos contratos de exploración y explotación petrolera 197 205 2. Perforar nuevos pozos exploratorios 340 570 3. Aumentar la producción promedio diaria de crudo a diciembre 31 de 2014 830 Kbpd 1.150 Kbpd 4. Aumentar la producción promedio diaria de gas natural a diciembre 31 de 2014 1.100 Mpcd 1350 Mpcd Meta 2014 Línea base 2010 Resultado cuatrienio anterior Kbpd: miles de barriles por día Mpcd: millones de pies cúbicos diarios

Objetivos, indicadores y metas 2011-2014 1. Garantizar el abastecimiento de hidrocarburos y energía eléctrica 2. Construir la infraestructura necesaria para asegurar el abastecimiento confiable de hidrocarburos y energía eléctrica 1. Contar con una solución de importación que permita mejorar la confiabilidad en el abastecimiento de gas natural Proyecto en construcción que esté operando en 2015 2. Aumentar la capacidad de transporte por oleoductos 700 Kbpd 1.450 Kbpd 3. Aumentar la capacidad de transporte de gas natural 1.100 Mpcd 1.375 Mpcd 4. Aumentar la capacidad de refinación de combustibles en el país 85 Kbpd Meta 2014 Línea base 2010 Kbpd: miles de barriles por día Mpcd: millones de pies cúbicos diarios

Objetivos, indicadores y metas 2011-2014 1. Garantizar el abastecimiento de hidrocarburos y energía eléctrica Continuación 2. Construir la infraestructura necesaria para asegurar el abastecimiento confiable de hidrocarburos y energía eléctrica 5. Aumentar la capacidad de almacenamiento estratégico de combustibles líquidos (Gasolina y ACPM) 1,4 Mb 2,4 Mb Meta 2014 Línea base 2010 Mb: millones de barriles

Colombia, un país con potencial en hidrocarburos Total reservas y recursos de hidrocarburos (MBPE) 2779 5741 2574 Probadas Probables Posibles Total 11.094 MBPE Fuente: ANH, Probadas, probables y posibles en evaluación. Datos a 31 de julio de 2011

RETO: Alcanzar el Potencial Potencial por descubrir en Colombia, YTF (MBPE) Caguán Putumayo 9% Valle Medio del Magdalena 3% Otras 19% Los Cayos 11% Valle Inferior del Magdalena 3% Cordillera Oriental 5% Llanos Orientales 34% Vaupés Amazonía 12% Sinú - San Jacinto 4% Total 54.681 MBPE Fuente: ANH, Nuevos aportes a la estimación del potencial de hidrocarburos en Colombia (2009).

Aumentar la exploración y producción de hidrocarburos Suscribir 205 nuevos contratos de exploración y explotación petrolera, incluyendo hidrocarburos no convencionales Colombia aspira adicionar 480 MBPE al año Fuente: Ministerio de Minas y Energía Agencia Nacional de Hidrocarburos

Aumentar la exploración y producción de hidrocarburos Perforar 570 Nuevos pozos exploratorios A3 Fuente: Ministerio de Minas y Energía Agencia Nacional de Hidrocarburos * Cifras de pozos con los compromisos contractuales vigentes, la cual puede varias con la firma de nuevos contratos

Aumentar la exploración y producción de hidrocarburos Alcanzar una producción promedio de 1.150 KBPD de crudo en el mes de diciembre de 2014 Pronóstico de Producción Fiscalizada de Crudo 2011 2014 (Miles de Barriles por Día Kbpd) La producción a Dic 31 de 2010 fue de 830 Kbpd Fuente: Ministerio de Minas y Energía

Aumentar la exploración y producción de hidrocarburos Alcanzar una producción promedio de 1.350 MPCD de gas en el mes de diciembre de 2014 Pronóstico de Producción Comercializada de Gas 2011 2014 (Millones de pies cúbicos por día MPCPD) Fuente: Ministerio de Minas y Energía

Como estamos a julio 2011 Perforación de Pozos ESTADO (Pozos A3 y A2) REAL TOTAL Perforados 82 En Perforación 12 CONFIRMADOS Movilizando Equipo 2 142 Obras Civiles 3 Firmes 43 LA* en trámite 16 LA* por tramitar 1 PENDIENTES Consulta 2 Taladro 0 29 Orden pùblico 2 En decisiòn de empresa 8 TOTAL PROGRAMA 171 * L.A. (Licencia Ambiental) Fuente: ANH, Ecopetrol S.A. y MME

Como estamos a agosto 2011 Sísmica 14.690 Km 2D equiv. Fuente: ANH, Ecopetrol S.A. y MME

Como estamos a agosto 2011 Producción de Crudo (Información Provisional) 1. Ecopetrol Directa (incluye Tello) 331 Kbpd 2. Ecopetrol Asociada 509 Kbpd 3. Contratos ANH 112 Kbpd TOTAL 952 Kbpd Fuente: ANH, Ecopetrol S.A. y MME Kbpd: miles de barriles por día

Construir la infraestructura necesaria para asegurar el abastecimiento confiable de hidrocarburos 1 OCENSA Marzo 2011: Capacidad de 460 a 560 Kbpd 2 Oleoducto Bicentenario de Colombia - OBC (Araguaney Coveñas) Capacidad de 450 Kbpd (en construcción Fase 1) 3 4 Oleoducto de Colombia ODC Capacidad de 200 a 240 Kbpd. Oleoducto Transandino OTA Capacidad de 50 a 90 Kbpd.

Regulación oleoductos Objetivos Remunerar adecuadamente la inversión en oleoductos para incentivar su expansión y la construcción de nueva capacidad Estimular la participación de otros agentes para la prestación del servicio de transporte Establecer procedimientos claros a remitentes y transportadores para la prestación del servicio, y facilitar el acceso de terceros a los oleoductos Beneficiar el país de potenciales externalidades positivas como el incremento de la producción de crudo, el uso del modo de transporte más eficiente, generación de ingresos para la Nación y de regalías para las regiones, etc.

Regulación oleoductos Fundamentos regulatorios Primero Flujo de información a los agentes (Resolución MME 18 1258 de 2010) Segundo Regulación técnica complementaria (Resolución MME 18 1258 de 2010) Tercero Proceso de nominación (Resolución MME 18 1258 de 2010) Cuarto Régimen y metodología de tarifas (Resolución MME 124386 de 2010)

Regulación oleoductos Fundamentos regulatorios Primero Flujo de información a los agentes Obligación de los transportadores de publicar información pertinente para los remitentes y el acceso de terceros a los oleoductos Requerimientos mínimos de información a publicar en el Boletín de Transporte por Oleoducto, BTO, en la Web. Se destaca énfasis en: 1. Información sobre tarifas, 2. Capacidad disponible y, 3. Manual del transportador, donde deben ser claras las condiciones de acceso

Regulación oleoductos Fundamentos regulatorios Segundo Regulación técnica complementaria reglas para el acceso de terceros, procedimientos para conexiones de terceros, reglas para ampliaciones de capacidad, mecanismos de atención de reclamos de remitentes, coordinación operaciones y atención emergencias Manual del Transportador BTO Proceso modificación Manual

Regulación oleoductos Fundamentos regulatorios Segundo Regulación técnica complementaria Determinación y balances de cantidad y calidad de los crudos, 1. determinaciones de cantidad y calidad, 2. aceptación de los crudos, 3. compensación por calidad, 4. balances volumétricos, 5. cálculo de pérdidas en el transporte, 6. balances de los remitentes (volumen transportado), 7. lleno de línea

Regulación oleoductos Fundamentos regulatorios Tercero Proceso de nominación Elemento clave de la propuesta regulatoria: Genera mecanismos para que los transportadores declaren la capacidad disponible para terceros en los oleoductos, y Abrir espacios para que los terceros soliciten el transporte de sus crudos

Regulación oleoductos Fundamentos regulatorios Cuarto Régimen y metodología de tarifas Libertad total de precios Libertad vigilada Libertad regulada Control de precios

Regulación oleoductos Fundamentos regulatorios Cuarto Régimen y metodología de tarifas ACUERDO ENTRE AGENTES MEDIACIÓN DEL MME DETERMINACIÓN POR EL MME INSTANCIA DE PERITOS NO NO NO SI SI SI SI TARIFA

Regulación oleoductos Fórmula tarifaria Reconoce los gastos de sostenimiento, administración, explotación, las inversiones, los impuestos y una utilidad equitativa (arts. 56 y 57 CP). Se proyectan parámetros por dos períodos tarifarios (8 años). T = ((Y + C + A) / Q) + CV Y - Inversión: Inversión inicial (ésta puede ser determinada para el primer periodo tarifario y debe ser debidamente justificada), o en su defecto, aquella que no haya sido recuperada Inversión programada que va a entrar en operación,

Regulación oleoductos Fórmula tarifaria Y - Inversión: T = ((Y + C + A) / Q) + CV Se entiende Inversión como el monto representado en un activo o parte de este, produciendo uno o varios de los siguientes efectos: aumento de la capacidad nominal del oleoducto, mejoramiento de su confiabilidad o, incremento de su vida útil

Regulación oleoductos Fórmula tarifaria T = ((Y + C + A) / Q) + CV C - Costos de AOM : Ingreso anual para cubrir el flujo de costos anuales fijos de AOM A - Factor de ajuste: Se estableció un ajuste cuando las diferencias en montos de inversión o las diferencias en volúmenes transportados son mayores al 10% con respecto a los valores proyectados Q - Volumen: Volumen anual equivalente al flujo proyectado de volúmenes anuales a transportar CV - Costo Variable Valor en que se incrementa el costo por transportar un barril adicional

Regulación oleoductos U - Tasa Descuento: Fórmula tarifaria T = ((Y + C + A) / Q) + CV Se estableció una transitoriedad con el objetivo de alcanzar el WACC calculado: WACC: 8,43% en dólares después de impuestos, calculado con endeudamiento del 40% Primer periodo tarifario: 10,22 % correspondiente al promedio entre 8,43 y 12% Segundo periodo tarifario: 9,39%, calculado con endeudamiento del 20%

Regulación oleoductos Fórmula tarifaria T = (Y / min{q, 0,85 QMAX}) + ((C + A) / Q) + CV Para efectos de incentivar la construcción de nuevos oleoductos y a la ampliación de la capacidad de oleoductos existentes se definen tres tipos de trayectos: Trayecto ampliado, el que a partir de la entrada en vigencia de la Resolución tarifaria ha tenido ampliaciones de su capacidad de diseño en al menos 15%. Trayecto nuevo, construido después de la entrada en vigencia de la Resolución tarifaria

Oleoducto Bicentenario Sistema independiente Araguaney / Coveñas. Longitud: 923 km Oleoducto uso privado: Acuerdos de inversión con empresas productoras de petróleo Dos calidades de crudo: mezcla llanos 24.5º API y pesado 18º API Infraestructura para exportación en Coveñas. Expansión a 600 Kbpd Metodología de construcción por etapas. Mecanismos de venta de participación y cesión de capacidad Construcción por Fases. Actualmente, se adelantan las Fases 0 y 1 120 Kbpd Oleoducto Caño Limon Coveñas v

Oleoducto Bicentenario Proyecto: Oleoducto Casanare - Coveñas Capacidad de 450 Kbpd Inversión US $4.200 Millones (Presupuesto corresponde a fase de ingeniería conceptual. + 40% / - 20%) Oleoducto de uso privado Puede transportar crudo mezcla llanos 24.5º API y pesado 18º API Se invitaron 43 compañías productoras y 17 exploradoras a reuniones informativas sobre el alcance del proyecto, En junio de 2010, 12 compañías expresaron su interés en participar en el proyecto, adicionales a Ecopetrol

Oleoducto Bicentenario Se creó la Sociedad Oleoducto Bicentenario de Colombia S.A.S., y la suscripción de acciones socios se cerró en Octubre de 2010 Empresas socias del OBC: Ecopetrol, Pacific Rubiales, Hocol, Petrominerales, Rancho Hermoso, C&C Energy, Vetra, Canacol Desarrollo del Proyecto en Fases entre 2011 y 2014. Actualmente, se adelantan las Fases 0 y 1 de 120 Kbpd y consiste en: Construcción oleoducto tramo Araguaney Banadía Construcción estación Araguaney Ampliación estación Banadía Ampliación Terminal Coveñas El inicio del proyecto se postergó seis meses por trámite de licencia ambiental

Ronda de Capacidad en Firme Fase II Fase I

Ronda de Capacidad en Firme Objetivos: Ofrecer capacidad en firme en los proyectos de Ecopetrol que conectan con Ocensa y OBC Ofrecer capacidad en firme a los productores del Magdalena Medio y Putumayo para la evacuación de crudos hacia Coveñas y Tumaco respectivamente Se está desarrollando en dos Fases de la siguiente forma: Fase I: Lanzamiento Abril 12 de 2011, Proyectos: Oleoducto Transandino, Vasconia Coveñas, Monterrey Araguaney Fase II: Lanzamiento: Septiembre 2011, Proyectos: Oleoducto San Fernando Cusiana, Cusiana Araguaney, Monterrey Araguaney, Descarg. Monterrey

Ronda de Capacidad en Firme Contratos de compromiso de transporte en firme (Ship or Pay, Contrato con pago inicial) Una vez analizadas las solicitudes presentadas en la Fase I, Ecopetrol procedió a firmar los compromisos respectivos, que se presentan en la próxima diapositiva Los proyectos van a ser construidos en plazo de 18 meses después de otorgada la licencia ambiental. Para el proyecto Monterrey Araguaney, se van a analizar alternativas contractuales para facilitar el acceso de terceros

Ronda de Capacidad en Firme SISTEMA CAPACIDAD OFRECIDA (BLS) CAPACIDAD SOLICITADA (BLS) COMPROMISOS FIRMADOS OTA 40.000 9.000 9.000 Vasconia - Galán Coveñas 50.000 15.500 15.500 Monterrey Araguaney 32.000 35.000 0 15.000 0

OCENSA Open Season Inversiones (Ingeniería Conceptual +/- 40%) : US$ 988 Millones* Modificaciones en las cinco estaciones actuales PROYECTO: EXPANSION OCENSA 660/434 Capacidad de 660 Kbpd para diciembre de 2012 Inversión US $1000 Millones* Miraflores Construcción de tres estaciones nuevas Estación E1 Km 64+650 1,263 msl La Belleza Construcción de un tanque de almacenamiento Capacidad adicional: 100 Kbpd El Porvenir Estación V1 Km 424+330 452 msl Estación C1 Km 677+130 89 msl Capacidad total : 660 KBPD Segmento II Coveñas 435 KBPD Segmento III Tiempo de Construcción : 2 años una vez obtenido el licenciamiento Cusiana Cupiagua Vasconia Caucasia ambiental

OCENSA Open Season La empresa realizó un proceso público de Open Season, con el propósito de obtener del mercado compromisos financieros y de entrega de volúmenes de petróleo en condiciones de: Firmeza en volúmenes y tarifas Uniformidad e igualdad Es un proceso público, plural y uniforme, utilizado en Norte América para construcción, modificación y ampliación de ductos La Resolución MME 124663 estableció las condiciones para llevar a cabo este tipo de procesos,

OCENSA Open Season Ocensa ofreció dos tipos de contratos: Con compromiso de volumen (Ship or Pay): con volúmenes de 10 mb a 10 años, 15 mb a 15 años. Volumen mínimo: 80 kbpd Con pago por reserva de capacidad: con volúmenes de 10 mb a 10 años. Volumen mínimo: 20 kbpd Durante el desarrollo del Open Season, 22 compañías manifestaron su interés, Una vez finalizado los plazos establecidos para este proceso, en junio de 2011, solamente dos empresas presentaron ofertas (Pacific Rubiales y New Granada Energy Corp - grupo Sinopec) No se alcanzó el volumen mínimo requerido de 80.000 bpd. Ocensa está identificando alternativas para la ejecución de este proyecto de expansión de 100 kbpd

Oleoducto al Pacifico A través del Equipo Técnico de PDVSA y Ecopetrol, se desarrollaron estudios de visualización y conceptualización en el año 2005 Luego, Ecopetrol desarrolló Estudio Conceptual. Consideraciones: Aprovechar derechos de vía ya intervenidos por otros sistema de transporte de hidrocarburos, Aprovechar activos o facilidades existentes sobre los mismos derechos de vías, Capacidad de Evacuación de 600 KBPD, crudo Pesado (18 API Posteriormente, Ecopetrol con el Centro Latinoamericano de Energía (CCLAEN) identificó 6 rutas, realizando un análisis técnico- económico de las mismas

Oleoducto al Pacifico Adicionalmente, existen otras iniciativas para la construcción de este proyecto La firma canadiense Enbridge está realizando estudios El gobierno de Corea ha manifestado su interés en desarrollar un estudio de viabilidad sobre este oleoducto y los dos Gobiernos firmarán MOU que facilite dicha labor Este proyecto es importante para que el país incremente su capacidad de exportación de crudos de la cuencas de los Llanos y Orinoquía al mercado asiático, especialmente a los mercados de China, Japón y Corea Es deseable que este proyecto involucre la participación de varios inversionistas, incluyendo empresas especializadas en la actividad de transporte y empresas con capacidad financiera, tal forma que este oleoducto sea de uso público

Comentarios finales El país necesita que la infraestructura existente de oleoductos se mantenga operativa, y que en algunos casos, ésta pueda ser expandida. En este sentido, la regulación establecida por el MME para los oleoductos asegura: Reglas claras de operación para los remitentes y transportadores Reconocimiento tarifario de costos de inversión, AOM y de una rentabilidad razonable (todo activo tiene un valor) Se estima que cerca de 150.000 bpd son transportados por carretera, a veces con recorridos de mas de 1.300 km. Este modo de transporte es ineficiente, y conlleva a efectos negativos sobre la malla vial y a riesgos sobre el medio ambiente

Comentarios finales Dados los incrementos recientes presentados en la producción nacional de petróleo, y las importantes perspectivas de producción de crudo pesado en la cuenca de los Llanos, se requiere la ampliación en la capacidad de transporte por oleoductos No obstante, estos proyectos deben ser liderados y financiados por empresas petroleras y/o por otras empresas con capacidad técnica y/o financiera que estén interesadas en este tipo de inversiones. La Nación no va a financiar este tipo de proyectos

Comentarios finales El país requiere la construcción y operación de proyectos como la ampliación de Ocensa, la culminación de las fases siguientes del OBC, y el oleoducto del Pacífico. Para alcanzar este objetivo, es necesario que las empresas productoras y exploradoras realicen compromisos financieros y/o de entrega de volúmenes de crudo, mediante los cuales se viabilicen estos proyectos La entrada de agentes no tradicionales puede facilitar la ejecución de nuevos oleoductos. Por ejemplo, empresas con capacidad financiera facilitarían el cierre de los proyectos, y posteriormente estas podrían vender los derechos adquiridos de transporte a los productores

Comentarios finales Además, son bienvenidas iniciativas de empresas especializadas en el transporte de crudo y de otros inversionistas interesados en esta actividad, de tal forma que en Colombia se tengan mas oleoductos de uso público, gestionados por empresas sin intereses en la producción de crudo Por parte del Gobierno Nacional, se requiere agilizar los trámites requeridos para el licenciamiento ambiental de los proyectos petroleros en general. En ese sentido, se tienen estas iniciativas: Creación de la Unidad Administrativa Especial en el Ministerio de Ambiente, para el licenciamiento ambienta Creación de un Grupo especializado en el MME para apoyar la gestión ambiental y social de los proyectos sectoriales

Comentarios finales En cumplimiento de lo señalado en el Plan Nacional de Desarrollo, se viene estructurando el diseño y puesta en operación del SIG TRANSPORTE, el cual consolidará toda la información del sector oleoductos y poliductos y el fortalecimiento regulatorio del MME en el tema de oleoductos. El sector de hidrocarburos seguirá siendo un componente fundamental para el desarrollo económico Colombiano. Las inversiones que se prevén durante los próximos cuatro años ayudarán a asegurar recursos para las regiones, crearán nuevos empleos y riqueza para los colombianos

Gracias 53