Colombian Oil & Gas

Carlos Mantilla McCormick

Agosto de 2016

Perspectiva de la inversión y retos en el

Sector de Gas Natural

Contenido

• Antecedentes

• Visión sectorial de TGI

• Gas Offshore en Colombia

• Señal de precios

• Planeación Gobierno

• Perspectivas para la Inversión en la Actividad de Transporte de Gas

Natural

• Retos en el desarrollo de infraestructura en Colombia

• Conclusiones

3

1997 2015 Variación

1.093 MPCD58% Llanos32% Guajira

570 MPCD75% Guajira

25% Resto del país

Producción 94%

Demanda1063 MPCD

42% Costa51% Interior del país

567 MPCD68% Costa

32% Interior del país88%

Transporte 7.715 km4.000 KM (aprox)

93%

Antecedentes

4

1997 2015

8,2 millones de usuariosEstrato 1 y 2 de 59%

1 millón de usuariosUsuarios

GNV15. 000 vehículos

20 EDS538.213 vehículos

749 EDS

Variación

Cobertura 82 %20 %

Precios(Bogotá)

ElectricidadUSD 37,36 /MBTU

Gas NaturalUSD 13,13 /MBTU

Antecedentes

Competitividad actual

MERCADO DE GAS NATURAL EN COLOMBIAGas Natural e Industria Petroquímica

Reservas (Tcf) y factor R/P (años)Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos

Reservas de gas natural por tipo – 2013Fuente : Unidad de Planeación Minero Energética

3%4%

12%

31%

50%

Others

Middle Magdalena

Lower Magdalena

Guajira

Llanos Orientales

Reservas totales de gas

natural de 4,7 Tcf con un

factor R/P de 10,5 años

en 2014

Las Reservas de los

llanos y la guajira

corresponden al 80% del

total del país.

Aunque las reservas se

han mantenido

relativamente

constantes la producción

ha incrementado su

pendiente.

De acuerdo con la

UPME las reservas de

11.5 TPC alcanzan

hasta 2035 no obstante

ante fenómenos

climáticos se pueden

presenta problemas en

el año 2023 inclusive

antes 2018

Reservas de Gas Natural por cuenca– 2013Fuente : Unidad de Planeación Minero Energética

3.07.9

2.0

5.5

Shortage

0.91.0 0.5

Abundance

11.7

21.7

Bas

e

1.2

10.0

5.5

1.2

5.0

5.5

Yet to find

New developmentsNon conventional

Proved reserves

Escenarios de incorporación de reservas(Tcf)Fuente : Unidad de Planeación Minero Energética

86%

8%6%

Probable

Possible

Proved

20112010 2013 20142012

15,1 14,410,5

1215,7

Total reservesR/P ratio

5,4 5,4 5,7 5,5

4,7

(1) Fuente: ANH – Agencia Nacional de Hidrocarburos

(2) Ecopetrol – El Gas en el presente y futuro de Ecopetrol – Marzo 2016 – Fuente: Naturgas

Descubrimientos de Gas Recientes (1)(2)

Página 6

Pozo Bonga y MameyHocol – 30 MPCD

Pozo Palmer -1Corozo-1100 MPCDCanacol

Pozo Clarinete Canacol21 MPCD

Pozo PayeroEquionEn pruebas extensas

Pozo El Difícil 10 MPCDPS Energy

Orca-15 TCF Rec. Contingentes

EcopetrolKronos-1 Fuerte Sur

-Delimitación-Ecopetrol - Anadarko

Calasu-1 Fuerte Norte -Delimitación-

Ecopetrol - Anadarko

+ 220 MPCDGibraltar Fase II24,7 MPCDEcopetrol

VolcaneraEcopetrol40 MPCDPendiente aprobación de proyectos

Orca 2

SiluroMolusco

Producción adicionalde gas natural onshore

~ + 20% vs. producción actual

MERCADO DE GAS NATURAL EN COLOMBIA

MERCADO DE GAS NATURAL EN COLOMBIA

(1) Fuente: ANH – Agencia Nacional de Hidrocarburos

TEA(3)

Colombia tiene grandes potenciales de Gas Offshore

Area de perforación Área de producción

Bloques costa afuera adjudicados(1)

Fuente: ANH - Agencia Nacional de Hidrocarburos Colombia tiene producción costa afuera en la

actualidad únicamente en el campo de gas de

Chuchupa (La Guajira)

El desarrollo de la operación costa afuera inició

su consolidación tras la Ronda 2012 con la

adjudicación de 11 bloques

Durante la Ronda 2014, se adjudicaron 5

bloques en aguas del Caribe

Estimativos sobre la prospectividad en cuencas costa

afuera

– 25-87 TCF ( ANH) 2-8x la reserva

Gas Offshore en Colombia

Actualmente Colombia produce gas offshore en el campo

Chuchupa de la Guajira

Se tienen firmados un total de 24 contratos offshore en

Colombia.

Ecopetrol es actualmente el líder en exploración offshore

en el país con una participación en 14 contratos.

• Nuevos prospectos encontrados ORCA 1 (Bloque

Tayrona) y Kronos (Bloque Fuerte Sur)

• Se crearon beneficios fiscales:

– Extensión de los tiempos de exploración y producción

– Creación de zonas francas offshore

– Ingreso de bienes de capital para exportación sin

impuesto e IVA

– Tasa de impuestos diferencial de 15%

– Exención del pago del CREE

Awarded offshore blocks (2)

Source: ANH – Agencia Nacional de Hidrocarburos

Fuente: ANH

Fuente: ANH

Retos para incorporar este gas al Sistema Nacional de Transporte y su comercialización

en exportaciones.

POTENCIAL DE SHALE GAS EN COLOMBIA

Ecopetrol

© BP p.l.c. 2015

Fuente: Arctas

Bucaramanga

Cupiagua

Cusiana

Bogotá

Neiva

Cali

Medellín

Chuchupa

Ballena

Cartagena

Refinery

Barrancabermeja

Refinery

2,00

2,12

3,00

0,02

Ballena – Barrancabermeja

Centro Oriente

Mariquita – Cali (BOMT)

La Sabana

Boyacá Santander

Cusiana – La Belleza

Morichal – Yopal

Cusiana – Apiay – Usme

Colombia tiene grandes potenciales de Shale Gas

Campos con shale gas potencial disponible

Fuente: ANH

La infraestructura de

TGI se encuentra

cercana a los mayores

yacimientos de shale

gas identificados

Comparación del Precio de Guajira Vs. Referentes internacionales

10

0

2

4

6

8

10

12

14

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

USD

/MB

TU

Germany (AGIP) $/m Btu UK (Heren NBP Index) $/m Btu US Henry Hub $/m Btu Guajira

Fuente: www.bp.comGuajira ha subido de 2 a 6 USD/MBTU (3x), de manera opuesta a lo que

pasa en el mundo

MERCADO DE GAS NATURAL EN COLOMBIA

• Los precios de los campos Offshore tendrán como referencia la planta de regasificación

• Actualmente TGI en el sistema Ballena – Barrancabermeja tiene una capacidad de 260 MPCD que se utiliza alrededor del 50%. Es una oportunidad para el gas de ORCA y de Venezuela.

• La demanda del interior es la que más ha crecido en los últimos años y la que tiene un mayor potencial de crecimiento.

Señal de Precios

• Criterios técnicos y de eficiencia en transporte

Un sólo sistema hidráulico, con gas a presión

Transporta y almacena

Requiere confiabilidad y continuidad del servicio

Expansión y operación integrada

Gran economía de escala para expansión

Preferible gran diámetro y evitar compresión

Monopolio natural regulado

Capacidad técnica y músculo financiero

gas natural ≠ electricidad

Visión sectorial de TGI

Planeación Gobiernos

UPME

BogotáCusiana

Vasconia

Sebastopol

Barranca

Ballena

Armenia

Cali

Gualanday

Neiva

Apiay

LNG Buenaventura -

Gasoducto a Yumbo

(500 MPCD - 24”)

Exp. Porvenir - La Belleza y

La Belleza - Vasconia

(Hasta 450 y 320 MPCD)

Usme

Cogua

Exp. Cusiana – Apiay

(Hasta 64 MPCD)

Bidireccionalidad:

Cali - Mariquita

Mariquita - Vasconia

Exp. Mariquita - Gualanday

(Hasta 32 MPCD)

Anillo: El Jobo - Medellín -

Mariquita - Bogotá

Mariquita

Pereira

Proyectos de Ampliación

Proyectos de Confiabilidad

Ampliación Gasoductos Jobo –

Sincelejo y Sincelejo – Cartagena,

en 120 y 200 MPCD.

Ampliación Gasoductos Ballena –

Cartagena.

Red Otros Transportadores

Red TGI

La UPME identifica los proyectos en

el Plan de Abastecimiento de Gas

Natural.

La CREG ha propuesto mecanismos

para la ejecución de proyectos de

confiabilidad y ampliación:

• Solicitud Tarifaria por parte del

transportador.

• Open Season.

• Subastas de proyectos incluidos

en el Plan de Abastecimiento.

Segunda entrada por la Costa:

LNG Cartagena a Gasoducto

Ballena - Barranca

• Se evidencia una declinación en las

reservas.

• La construcción de 2 plantas de

regasificación (Cartagena y

Buenaventura) dan seguridad de

abastecimiento hasta 2026.

• Serán necesaria nuevas reservas

(desarrollo de los hallazgos Offshore,

Yacimientos No Convencionales) o la

construcción de nuevas plantas de

regasificación, para garantizar el

abastecimiento a más largo plazo.

• El comercio internacional de gas

natural está creciendo con los

hallazgos y desarrollos de nuevas

tecnologías en el mundo.

Fuente: Plan de Abastecimiento de Gas - UPME

Fuente: BP Statistical Review of World Energy June 2016

Situación actualPerspectiva de Abastecimiento

Condiciones para la Inversión en la Actividad de Transporte de

Gas Natural• Estabilidad jurídica y regulatoria

La Ley 142 de 1994 definió el marco para los Servicios

Públicos en Colombia y ha brindado confianza para invertir en

la industria. Las metodologías tarifarias tienen una duración

mínima de 5 años, brindando estabilidad a los inversionistas.

• Oferta

El Ministerio de Minas y Energía busca la Seguridad de

Abastecimiento y la Confiabilidad, para lo cual se están

adelantando proyectos de plantas de regasificación que

permitirán la internacionalización del mercado.

• Demanda

Los sectores petroleros e Industriales, seguirán apalancando

el crecimiento de la demanda de gas.

El Gas Natural es el energético de transición debe incentivar

su uso en el transporte masivo vehicular (sustitución diésel)

• Seguridad

Las políticas de seguridad que ha venido desarrollando el

gobierno han atraído capitales externos.Fuente: CEPAL - La Inversión Extranjera Directa en América Latina y el Caribe 2016

“Doing Business Index 2016”

Retos en el desarrollo de infraestructura en

Colombia

1. Consideraciones Económicas

• El marco regulatorio deberá establecer una

metodología para la remuneración de activos de

confiabilidad

• El reconocimiento adecuado de las inversiones

realizadas por los agentes es necesario para

incentivar el desarrollo de infraestructura.

• Materialización de las expectativas de

incorporación de reservas y producción + Planta

de Regasificación del Pacífico.

2. Consideraciones Socio-Ambientales

• Existen retos para el desarrollo de todos los

proyectos de infraestructura por los aspectos

Socio-Ambientales (Comunidades, Medio Ambiente).

Los principales proyectos identificados por la UPME se

enfrentan a la situación descrita en las imágenes.

Situación Proyecto

Jobo - Medellín - Mariquita - Bogotá

Situación Proyecto

Yumbo-Buenaventura

Fuente: Plan de Abastecimiento de Gas - UPME

Conclusiones• Coordinar la nueva entrada de campos de producción con la construcción de

gasoductos.

• Retos sociales y ambientales impactan en los tiempos y costos de ejecución de

los proyectos.

• La expansión de transporte en diámetros mayores resulta en eficiencias de largo

plazo para la demanda.

• Se deben definir las señales de remuneración necesarias para desarrollar la

infraestructura que brinde confiabilidad al sistema.

• Reconocimiento de las inversiones basado en la realidad y no en modelos que se

aproximan a presupuestos de ingeniería básica.

• Promover la demanda de gas natural potencializando la inclusión del país al

mercado internacional.

Gracias