Introducción

Diagnóstico y perspectiva del sector hidrocarburos.

Un análisis de la situación encontrada en las

entidades adscritas y empresas públicas.

Informar sobre un conjunto de acciones de corto y

mediano plazo.

Aplicación de mecanismos de eficiencia y

transparencia institucional.

Generar un marco de confianza, honrando los

compromisos adquiridos.

Proyectarnos como un país atractivo para la

inversión privada, cumpliendo las reglas de juego

establecidas y convenidas.

Respeto al medio ambiente y al capital humano.

Contexto

Producción Petrolera Nacional 2017

Empresas Públicas y Privadas Reservas 2016

Reservas Estimadas

TOTAL 3P:

2.658 MMBls

Cierre al 31 de diciembre de 2016

4.114 Con las reservas del Bloque 43 – ITT

publicadas el 14 de julio de 2016

446

698 859

960 1.200

1.654

4.284

4.735

3.395 3.208

2.935

88 95 99 129 157 148

406 443 431 441 440

13,9

20,1

23,8

20,4 20,9

30,6 28,9 29,3

21,6 19,9

18.3

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

PRESUPUESTO EJECUTADO KUSD PRODUCCIÓN COSTO DE PRODUCCIÓN

1340

1527

1800

Evolución de presupuesto ejecutado e indicadores Petroamazonas EP

-$ 167,71 MM

$ 202,25 MM

$ 568,80 MM

8.357 BPPD

53.117 BPPD

104.164 BPPD

-90.000

-70.000

-50.000

-30.000

-10.000

10.000

30.000

50.000

70.000

90.000

110.000

-200

-100

0

100

200

300

400

500

600

700

2016 2017 2018

RENTA PETROLERA MM USD

PRODUCCIÓN [bppd]

Renta Petrolera

2.461

179 850

1.432 890

542

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

La deuda de Petroamazonas EP

alcanzó en septiembre de 2016,

USD 3.600 millones (MM).

A junio de 2017 la deuda total es

de USD 1.432 millones, de los

cuales USD 890 MM son de

servicios prestados por las

contratistas en los últimos 3

meses; mientras que la deuda de

corto plazo es USD 542 millones.

Petroamazonas lideró la

renegociación de la deuda con

las contratistas con el apoyo del

Ministerio de Economía y Finanzas

utilizando varios mecanismos de

financiamiento.

Millones de dólares

(30 de junio de 2017) Deuda Petroamazonas EP

VOLUMEN CONTRATOS VOLUMEN ENTREGADO

(BLS.)

VOLUMEN POR

ENTREGAR

(BLS.)

COMERCIAL

558.720.000 238.728.520,25 319.991.479,75

PAGO ANTICIPADO

550.440.000 333.785.411,08 216.654.588,92

TOTAL 1.109.160.000 572.513.931,33 536.646.068,67

Preventas petroleras Contratos venta crudo / pago anticipado y crédito

CRÉDITO CONTRATOS

MONTO

DESEMBOLSO

(USD)

MONTO PAGADO

CAPITAL

(USD)

MONTO PAGADO

INTERESES-

COMISIONES

(USD)

MONTO POR

PAGAR

CAPITAL

(USD)

DESEMBOLSO

PENDIENTE

(USD)

COMERCIAL

6.970.000.000

6.498.000.000

2.143.000.000 1.349.000.000

4.355.000.000 521.000.000

PAGO

ANTICIPADO

7.500.000.000

6.360.000.000

5.378.948.870 2.097.448.652,13

981.051.130 1.140.000.000

TOTAL

14.470.000.000

12.858.000.000

7.521.948.870

3.446.448.652,13

5.336.051.130

1.661.000.000

Estado actual de Refinería Esmeraldas

Condiciones actuales La rehabilitación de la refinería no fue integral.

Se intervino en un porcentaje parcial de las unidades.

Riesgo operativo de suspensión de operaciones.

Riesgo potencial de un evento mayor.

Unidad FCC (corazón de la Refinería)

Unidad Hidrodesulfuradora de Diésel HDS

(reduce azufre del diésel)

Baja confiabilidad en generación eléctrica

Almacenamiento de combustibles

Plantas de Azufre (S y S1)

Planta CCR (para mejoramiento de naftas)

Costo final: aproximadamente USD 2.200 MM Repotenciación USD 1.100 MM Sostenimiento USD 1.100 MM

Acciones sobre Refinería

En proceso la evaluación técnica de cada una de las

áreas del sistema de refinación para tomar acciones

correctivas y preventivas.

Se está trabajando en la valoración de los requerimientos

adicionales para el óptimo funcionamiento de la REE.

Intervención de los organismos de control para revisión

de los contratos de repotenciación y sostenimiento de la

REE.

Confiabilidad de generación eléctrica a través de

interconexión con Termoesmeraldas 2.

Implementación para mejoras de combustibles

(Euro 3 y Euro 5).

Se ha firmado el contrato con ESPE EP para cierre y

liquidación de contratos.

Estado actual de Refinería Esmeraldas

Costo inicial: USD 440 MM Costo final: USD 623 MM

Condiciones actuales:

Problemas y fallas constructivas

Infraestructura que no opera a su capacidad de diseño

Deterioro prematuro de planta y equipos

No funciona el Sistema Automatizado de despacho y recepción

de derivados por el poliducto.

Problemas legales con la ejecución y terminación del contrato.

Riesgo:

Incremento de costos operativos y posible afectación a la zona

sur del país.

Impacto económico a la empresa.

Acciones a corto plazo:

Terminación unilateral del contrato con la contratista. Se están

reclamando las garantías.

Contratación para terminación de obra.

Poliducto Pascuales Cuenca

Condiciones actuales

Falta de instalación de sistema de protección catódica de muelle que

provoca corrosión progresiva de pilotes.

Atraque de buques de importación de propano y butano, están

afectando a la integridad del muelle por omisiones en el diseño.

Existen observaciones de urgente aplicabilidad por parte de la

certificadora para su operación.

Riesgo e impacto

Colapso del muelle y del terminal al quedar fuera de operación.

Afectar el suministro de GLP en la zona sur del país.

Pérdidas económicas para reparar daños en el Terminal y su muelle.

Acciones

Contratación del diseño y construcción del Sistema de protección

catódica del muelle, duques de alba y más infraestructura necesaria

en el Terminal.

(Constituye el Terminal Marítimo, Estación de Bombeo, Ducto de GLP y Terminal El Chorrillo) Proyecto Monteverde – El Chorrillo

Costo inicial: USD 424,1 MM Costo final: USD 606,7 MM

Condiciones actuales

Asentamientos diferenciales del suelo que no han sido

corregidos.

Deterioro de la infraestructura y equipamiento.

Problemas de procesos que no permiten operar a su

capacidad de diseño. Generadores (Gensets) fuera de

servicio.

Sistema de control de operación sin funcionar.

Riesgos: Puede darse un incidente por falla en la

infraestructura.

Acciones: Se está realizando un análisis de la situación

para buscar la mejor alternativa.

Capacidad operativa: 200 TMD.

Producción actual: 120 TMD.

Costo inicial: USD 55 MM Costo actualizado del proyecto: USD 85 MM

Planta de licuefacción de Gas Natural Bajo Alto

Refinería del Pacífico

Proyecto Inicial

Procesamiento 300.000 barriles

Costo: USD 15.000 millones

Inversión a la fecha: 1.528

Cuentas pendientes, pago PDVSA: Aproximadamente USD 500 MM.

(se require cruce de cuentas y modificación de participaciones)

La propuesta buscaba:

Satisfacer la demanda interna de combustibles.

Reducir la importación de combustibles, evitando así salida de divisas.

Desarrollar de la industria petroquímica.

Crear empleo.

Se mantiene el compromiso del Gobierno de llevar a cabo el proyecto siempre y

cuando haya interés por parte de inversionistas, para lo cual se está evaluando

el alcance del mismo.

Condiciones actuales

Obligaciones por pagar en USD 190MM por concepto de

IVA con contratistas petroleros privados por insuficiente

ingreso disponible por baja de precio del petróleo

Gestión ante el Ministerio de Economía y Finanzas con el

apoyo del Ministerio de Hidrocarburos para el pago de

Tramo 2 (Fondo de Liquidez) por USD 95 MM y

reconocimiento de la deuda del Tramo 1: USD 93 MM.

Se ha comprometido el pago del Tramo 2 con Títulos del

Banco Central (TBC).

Problemas que requieren resolución con el SRI

Impuestos sobre carry-forward

Deducibilidad de ship or pay

Laudos

Secretaría de Hidrocarburos

Acciones para reactivar el sector:

Ronda Intracampos

Hasta el momento se han validado áreas, coordenadas y

vértices de las 8 áreas Intracampos.

Se espera una inversión estimada de USD 900 MM durante

la ejecución de los contratos.

Promover inversión en exploración mediante Contrato de

Participación con normativa legal vigente.

Ingresos esperados para el Estado por alrededor de

USD 960 MM en el periodo de 13 años de producción.

Fecha estimada de adjudicación en abril 2018.

Ronda Sur – Oriente

Fecha estimada de lanzamiento: Último trimestre de 2018

Secretaría de Hidrocarburos

Renegociación de Contratos

1.447

2.068

501 268

-

500

1.000

1.500

2.000

2.500

Situacion Actual Valor Presente Neto MMUSD

Situacion Futura Valor Presente Neto MMUSD

MIL

LO

NE

S D

E D

OL

AR

ES

Valor Presente Neto del proyecto

INGRESOS ESTADO INGRESOS CONTRATISTA

Condición

actual Renegociación

Tasa Interna de Retorno 26.70% 16.70%

Participación del Estado

en renta petrolera 74% 89%

Tarifas 29.85 19.50

Inversiones en MM US$

1,604

2,643

Campo Shushufindi Campo Libertador

222

290

50 4

-

50

100

150

200

250

300

350

Situacion Actual Valor Presente Neto MMUSD

Situacion Futura Valor Presente Neto MMUSD

MIL

LO

NE

S D

E D

OL

AR

ES

Valor Presente Neto del proyecto

INGRESOS ESTADO INGRESOS CONTRATISTA

Condición

actual Renegociación

Tasa Interna de Retorno 19.10% 12.55%

Participación del Estado

en renta petrolera 82% 99%

Tarifas 38.54 25.50

Inversiones en MM US$

385

525

Estrategias establecidas desde el Organismo Rector

Mantener una operación segura y confiable para

beneficio del país.

Implementación de la modalidad contractual de

Participación.

Realización de la Ronda Suroriente e Intracampos.

Revisión y renegociación de las tarifas petroleras

con operadoras, una vez que culminó el proceso

con los contratos de Servicios Específicos.

Racionalización de los contratos de pre ventas

petroleras.

Optimización de costos y producción.

Revisión de proyectos con deficiencias con un plan

de acción para una solución integral.

Plan de mejoramiento de la calidad de los

combustibles.

Ordenamiento administrativo y operativo del sector

hidrocarburífero.

Ejecución a la fecha