Contenido
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Vicepresidencia Técnica : Gestión del Conocimiento y de la Información Técnica
Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas
Vicepresidencia de Contratos de Hidrocarburos : Seguimiento a la exploración, Seguimiento a la Producción, Seguridad, Comunidades y Medio Ambiente
Vicepresidencia de Operaciones, Regalías y Participaciones : Reservas y Operaciones, Regalías y Derechos Económicos y Fiscalización
Vicepresidencia Administrativa y Financiera : Gestión Financiera, Talento Humano, Gestión Administrativa, Participación Ciudadana y Comunicaciones, Planeación, Seguimiento a la Gestión, PAA
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Compañías Petroleras
Cadena de Valor de la Industria del Petróleo
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Consiste en localizar en el subsuelo una trampa con potencial para contener hidrocarburos utilizando métodos geológicos y geofísicos.
La está al inicio de la cadena.
Pozo descubridor Evaluación del descubrimiento.
Exploración Explotación
La Exploración Petrolera es una actividad con un alto grado de riesgo (baja probabilidad de éxito) y de incertidumbre (magnitud de los descubrimientos).
Rie
sgo
Nivel de Conocimiento
Exploración de Hidrocarburos
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OBJETIVO: Evaluar el potencial hidrocarburífero, mediante la integración y el análisis de la información técnica E&P y la generación de nuevo conocimiento geológico de las cuencas sedimentarias del país, con miras a definir áreas de interés exploratorio.
Conocimiento del Subsuelo Marco Conceptual
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Estrategia de Inversión de Estudios Regionales Cadena de valor
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• Contratación una empresa especializada en el área Geomática –
• Servicio de digitalización de información técnica y geológica -
• Servicios relacionados con la recepción y verificación muestras –
• Servicios de soporte logístico operación Litoteca
• Servicios de Operación del EPIS–
$ 776 millones
$ 3.857 millones
$ 146 millones
$ 800 millones
$ 1.773 millones
• Diseños, adquisición e instalación de mobiliario -
$ 1.579 millones
Gestión de la Información Técnica Proyectos 2014
GESTION DE LA INFORMACION TECNICA
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Gestión de la Información Técnica Proyectos 2014
GESTION DE LA INFORMACION TECNICA
• Ampliar la Capacidad del Banco de Información Petrolera –
$ 8.745 millones
Actualización y Modernización del EPIS
Data Room Virtual
Sísmica Pozos Infraestructura
Geografía y social
Cintoteca
Litoteca
CONVENCIONES
Sismica 2D Cuenca Pacífico profundo 2014
Sismica 2D Cuenca Colombia 2014
Magnetotelurica 2014
Atlas sistemas petroliferos Guajira Cesár-Ranchería
Cartografía Caguan Putumayo
Aerogeofísica 2014
OFT-2014
Sensores Remotos OffShore
Sensores Remotos VIM-COR-SINUSJ
Batimetria 2014
Gestión del Conocimiento Proyectos 2014
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Aquellos estudios que se realizan sin tener contacto directo con la superficie terrestre, la superficie del mar o el fondo marino. Incluyen todas las técnicas geofísicas aerotransportadas (magnetometría, gravimetría), y la adquisición e interpretación de imágenes de satélite y radar, fotografías aéreas y las obtenidas a partir de métodos acústicos en regiones costa-afuera.
Herramientas Aero-Geofísicas.
METODOS REMOTOS
METODOS DE SUPERFICIE
METODOS DE VISUALIZACION
MUESTREO DE SUBSUELO
Métodos Remotos
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• Adquisición de Batimetría en el Pacifico Y Caribe -
• Aplicación de métodos remotos mediante la tecnología - Oil Finder Technology
• Adquisición y pre-procesamiento de información - aerogravimétrica y aeromagnetométrica Cuencas SSJ y VIM
$ 17.939 millones
$19.872 millones
$3.886 millones
Métodos Remotos Proyectos 2014
METODOS REMOTOS
METODOS DE SUPERFICIE
METODOS DE VISUALIZACION
MUESTREO DE SUBSUELO
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Aquellos estudios que se realizan sobre la superficie terrestre o en el océano con el fin de obtener imágenes del subsuelo sin que exista contacto directo con este. Adquisición y procesamiento de sísmica 2D y 3D (onshore y offshore), reprocesamiento sísmico, magnetotelúrica, gravimetría y magnetometría en superficie.
La adquisición de información sísmica consiste en la generación de ondas
sísmicas cuyos ecos, registrados en la superficie, proporcionan información
sobre el interior de la tierra.
Ksup Kinf Ksup Tinf
1 km
METODOS REMOTOS
METODOS DE SUPERFICIE
METODOS DE VISUALIZACION
MUESTREO DE SUBSUELO
Método de Visualización
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• Adquisición sísmica 2D en el Pacifico y Caribe Colombiano -
• Reprocesamiento sísmico para el mejoramiento de la - calidad de la imagen Cuencas VMM – Caguán -Putumayo.
• Sondeos Magnetoteluricos en las cuencas de Sinu San Jacinto - y/o Valle Inferior del Magdalena • Interventoría de la adquisición sísmica offshore en el - Caribe y Pacifico
$ 33,942 millones
$ 19.695 millones
$ 1.820 millones
$ 2.657 millones
Método de Visualización Proyectos 2014
METODOS REMOTOS
METODOS DE SUPERFICIE
METODOS DE VISUALIZACION
MUESTREO DE SUBSUELO
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Muestreo del Subsuelo (Perforación de Pozos Estratigráficos)
Perforaciones para obtener testigos (corazones, núcleos) de roca, que permiten establecer características petrofísicas, químicas, mineralógicas y cronológicas (estudio de fósiles) de las mismas.
Pozos estratigráficos profundos y slim hole y piston core en regiones costa-afuera.
Incluye los registros se obtienen en el pozo (Registros eléctricos, de radioactividad, acústicos, etc.), las imágenes tomográficas, las descripciones de los núcleos y los análisis de laboratorio (geoquímicos, Petrofisicos, etc.) de los mismos.
METODOS REMOTOS
METODOS DE SUPERFICIE
METODOS DE VISUALIZACION
MUESTREO DE SUBSUELO
Torre de Perforación
REGISTROS ELÉCTRICOS:
Registros en subsuelo
Roca Reservorio
Roca Reservorio
Roca Sello
Roca Generadora
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• Muestreo del subsuelo en la cuenca Sinú – San Jacinto - • Muestreo del subsuelo en la cuenca Cesar - Ranchería -
• Interventoría del muestreo del subsuelo cuenca Sinú – San Jacinto.
• Interventoria del muestro del subsuelo cuenca Cesar –
Ranchería
• Descripción de núcleos y ripios en las cuencas de interés misional de la ANH Sinú-San Jacinto.
$ 31.317 millones
$21.965 millones
$1.462 millones
$ 1.315 millones
$ 10.678 millones
Muestreo del Subsuelo Proyectos 2014
METODOS REMOTOS
METODOS DE SUPERFICIE
METODOS DE VISUALIZACION
MUESTREO DE SUBSUELO
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• Pozos Profundos convencionales:
- Plato -1X-P – VIM – $ 136.467 millones (FDN)
METODOS REMOTOS
METODOS DE SUPERFICIE
METODOS DE VISUALIZACION
MUESTREO DE SUBSUELO
Muestreo del Subsuelo Proyectos 2014
LOCALIZACIÓN: El pozo se localiza en la Cuenca del VIM en el Municipio de Nueva Granada , Magdalena (230 Km al sur de Santa Marta). OBJETIVO: Muestreo del subsuelo – VIM - Formaciones Porquero, Ciénaga de Oro, y cortar la secuencia del Cretáceo (análoga a Cansona? / Luna? ) hasta los 21.000 pies.
CONTRATISTA: THX
EQUIPO: 3000 Hp
PROFUNDIDAD: 21.000´ - a 11 de nov de 2014 – 16.380 pies
ÁREA DE LOCACIÓN: 2.3 Ha.
F m . P o r q u e r o
C r e t á c e o I n d e t e r m i n a d o
F m . C i é n a g a d e O r o
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Estudio e integración de la información adquirida a través de la estrategia de inversión de Estudios Regionales y su cadena de Valor, con el fin de: • Aumentar y consolidar el conocimiento
geológico de los sistemas petrolíferos y la prospectividad de las cuencas sedimentarias del país, y además
• Generar oportunidades exploratorias y
de negocio para el país.
INTEGRACION Y MODELAMIENTO
Integración y Modelamiento para la Evaluación del Potencial de Hidrocarburos del país Proyectos 2014
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Integración y Modelamiento Proyectos 2014
INTEGRACION Y MODELAMIENTO
• Caracterización de las Provincias petrolíferas de Colombia -
• Atlas de sistemas petroliferos de Colombia, para las cuencas • Guajira, Guajira Offshore, Cesar Rancheria y Catatumbo –
• Asesoría, estructuración, control y supervisión de proyectos
$17.354 millones
$ 5.733 millones
$ 2.152 millones
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Avance Indicadores plan 2020 2012 – 2014**
Tipo de estudio Plan 2020
Avance 2012
Avance 2013
Avance 2014 **
Acumulado 2012-2014**
Meta por alcanzar -2020
Métodos Remotos (aerogeofísica km) 250.000 100.000 260.000 5.000 391.406 0
Métodos de Superficie (cartografía Km2) 57.000 25.633 17.540 2.000 45.173 11.827
Análisis de Muestras* (número de muestras) 24.500 12.450 7.720 4.938 25.108 0
Imágenes del Subsuelo (km de sísmica 2D) 9.500 4.094 10.330 20.448 0
Muestreo del Subsuelo (metros perforados) 79.000 23.072 5.162 1.853 35.080 43.390
* Geoquímicos, petrofísicos, petrográficos, bioestratigráficos, palinológicos
** Actualización: Octubre 31 de 2014
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Métodos Remotos Métodos de Superficie
Análisis de Muestras Imágenes del subsuelo
Muestreo del Subsuelo
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Las inversiones Exploratorias de la ANH ascienden a 214 mil millones de pesos para la vigencia 2014, para la vigencia 2013 fue de 250 mil millones, con proyectos que cubren todo el territorio Nacional en armonía con la comunidad y el M.A. El esfuerzo de inversión esta enfocado principalmente a sísmica y pozos, con el firme propósito de aumentar el conocimiento geológico, que a la vez permita “calentar” áreas de interés petrolero e incentivar los proyectos de inversión. El hallazgo de volúmenes significativos de Petróleo Fresco, generará una dinámica en la industria petrolera y al país una economía saludable.
En síntesis…
Contenido
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Vicepresidencia Técnica : Gestión del Conocimiento y de la Información Técnica
Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas
Vicepresidencia de Contratos de Hidrocarburos : Seguimiento a la exploración, Seguimiento a la Producción, Seguridad, Comunidades y Medio Ambiente
Vicepresidencia de Operaciones, Regalías y Participaciones : Reservas y Operaciones, Regalías y Derechos Económicos y Fiscalización
Vicepresidencia Administrativa y Financiera : Gestión Financiera, Talento Humano, Gestión Administrativa, Participación Ciudadana y Comunicaciones, Planeación, Seguimiento a la Gestión, PAA
Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas Participación en Eventos Nacionales e Internacionales
Durante el año 2014, la ANH
participó en 20 eventos nacionales
y 10 eventos internacionales.
Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas Participación en Eventos Nacionales e Internacionales
Calendario 2014 FECHA EVENTO CIUDAD LUGAR
Febrero 13-14 Foro Colombia Genera CARTAGENA Centro de Convenciones
Febrero 19 Lanzamiento Ronda Colombia 2014 BOGOTÁ JW Marriot
Febrero 20 Primer Taller Nuevas Oportunidades Exploratorias BOGOTÁ JW Marriot
Febrero 26-28 Road Show Calgary – Ronda Colombia 2014 CALGARY Hotel Marriot
Marzo 3-7 CERAWeek 2014 (Road Show Houston) HOUSTON Hilton Americas
Marzo 12-14 Misión oficial del Gobierno de Colombia en Noruega OSLO Varios
Marzo 17-19 Road Show Londres – Ronda Colombia 2014 LONDRES Hotel Marriot
Marzo 26-28 Conferencia de Petróleo y Gas ARPEL 2014 LIMA Hotel Westin
Marzo 31-Abril 2 Road Show Beijing – Ronda Colombia 2014 BEIJING Varios
Abril 2-4 4th Colombia Oil & Gas Summit & Exhibition 2014 CARTAGENA Centro de Convenciones
Abril 3-4 Road Show Yakarta – Ronda Colombia 2014 YAKARTA Hotel Ritz
Abril 9-11 XVI Congreso Naturgas 2014 CARTAGENA Hotel Hilton
Abril 29-30 Rueda de Contactos de la Industria Petrolera YOPAL Centro de Convenciones La Triada
Mayo 14-16 10 Congreso Internacional de Minería y Petróleo CARTAGENA Hotel Hilton
Mayo 28-29 Colombia Energy Summit BOGOTÁ JW Marriott
Junio 4 Legal Risk of Offshore Exploration in Colombia BOGOTÁ Bogotá Estelar Windsor House
Junio 15-19 XXI World Petroleum Congress RUSIA Crocus Expo
Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas Participación en Eventos Nacionales e Internacionales
Calendario 2014 FECHA EVENTO CIUDAD LUGAR
Julio 9-10 8th Andean Energy Summit BOGOTÁ JW Marriot
Julio 16-18 III Congreso Colombiano de Áreas Protegidas BOGOTÁ Centro de Convenciones
Julio 23 Deposito de Ofertas – Ronda Colombia 2014 CARTAGENA Centro de Convenciones
Julio 24-25 VI Oil & Gas – Investment Conference CARTAGENA Centro de Convenciones
Agosto 20 Segunda Ronda, Proceso Competitivo Ronda Colombia 2014 BOGOTÁ AUDITORIO ANH
Agosto 27- 29 Simposio de Exploradores BOGOTÁ Hotel Habitel
Septiembre 17-18 Enercol BOGOTÁ Club El Nogal
Sept 30-Oct 1 2a Edición Shale Colombia 2014 BOGOTÁ Casa Dann Carlton Hotel
Octubre 6-9 Mexico Upstream Contracts & Deepwater MEXICO Hotel St Regis
Octubre 20-23 Sexto Latin América Energy Conference CARTAGENA Hotel Santa Teresa
Octubre 20-24 Encuentro Mundial de Líderes Energéticos CARTAGENA Centro Convenciones
Octubre 28-31 Expo Oil & Gas Colombia BOGOTÁ Corferias
Octubre 29-30 Oil & Money Conference 2014 LONDRES InterContinena - Park Lane
Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas Publicaciones Nacionales e Internacionales
Durante el 2014, la ANH participó en diferentes medios de comunicación a través de 13 artículos especializados, 7 comunicados de prensa, 20 editoriales, 47 entrevistas, 16 newsletters, 4 separatas, 253 tweets, 77 publicaciones en Facebook, 90 noticias en la página web y 73 videos en Youtube.
La ANH ha implementado una estrategia de comunicación virtual para posicionar sus servicios/contenidos institucionales y la imagen del sector hidrocarburifero, a través diferentes medios digitales. A la fecha, la página web ha aumentado en un 39% su tráfico de visitas, Facebook en un 31%, Twitter en un 37% y la página de Ronda Colombia 2014 fue consultada en promedio por 10.000 usuarios mensuales.
Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas Presencia en Medios Digitales
En el 2014 se han atendido más de 100 reuniones uno a uno con inversionistas del sector (incluyendo compañías de O&G, fondos de inversión, banca nacional e internacional). Entre las compañías “nuevas” interesadas en el sector hidrocarburifero colombiano es importante resaltar a ENI, Petrovietnam, Maersk, Mitsubishi y BG Group.
Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas Atención al Inversionista
Estudio de Términos Fiscales Offshore en Colombia (WoodMackenzie – Febrero 2014): Con base en el estudio contratado por la ANH sobre los términos fiscales que operaban en Colombia para la ejecución de actividades E&P en aguas profundas y ultra profundas, se realizaron los ajustes necesarios para mejorar la competitividad del país en la ejecución de este tipo de actividades Costa Afuera. Estas modificaciones tuvieron un gran impacto en los resultados de la Ronda Colombia 2014, en el cual se adjudicaron 5 bloques costa fuera con una inversión aproximada de 540 millones de dólares.
Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas Investigaciones de Mercado – Términos Fiscales Offshore
Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas Investigaciones de Mercado – Términos Fiscales Offshore
Las modificaciones a los Términos Fiscales para el desarrollo de actividades en la exploración offshore (aguas profundas y ultra-profundas) fueron las siguientes:
• Modificación del Po y el Disparador de Volúmenes:
– Aguas Profundas (entre 300 y 1000 metros de profundidad): Po en USD$82 (estaba en USD$43.37) y disparador de volúmenes en 200 mmbbl (estaba en 5 mmbbl).
– Aguas Ultra-Profundas (más de 1000 metros de profundidad): Po en USD$100 (estaba en USD$43.37) y disparador de volúmenes en 300 mmbbl (estaba en 5 mmbbl).
• Periodos de Exploración y Producción:
– Periodo de Exploración: Se incrementó de 6 a 9 años
– Período de producción: Se incrementó de 24 a 30 años.
Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas Investigaciones de Mercado – Términos Fiscales Offshore
El impacto en las modificaciones a los Términos Fiscales para la exploración y producción de hidrocarburos en aguas profundas y ultra-profundas se ve reflejado en la siguiente gráfica:
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Ang
ola
Co
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Pro
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Cas
h F
low
High Prospectivity
Medium
Low
Frontier
Fuente: Wood Mackenzie
Colombia era de los países de la región con el “Goverment Take” más alto en offshore. Para ser
competitivos frente a países con mayor prospectividad que Colombia, fue necesario reducir el GT.
Donde estabamos Donde quedamos
Estudio de Percepción de Clientes (Arthur D. Little – Abril 2014): De acuerdo al estudio contratado por la ANH que midió la percepción de los inversionistas frente a los servicios prestados por la ANH, se formularon diversas propuestas para el fortalecimiento, mejora y consolidación de los servicios de atención y promoción al inversionista.
Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas Investigaciones de Mercado – Estudio de Percepción de Clientes
Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas Investigaciones de Mercado – Estudio de Percepción de Clientes
Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas Ronda Colombia 2014 - Promoción
• Prelanzamiento y Lanzamiento:
El Pre – Lanzamiento de la Ronda Colombia 2014 se realizó el 17 de Diciembre de 2013, en la ciudad de Bogotá al cual asistieron 320 personas.
El Lanzamiento fue también en la ciudad de Bogotá, el 19 de Febrero del presente año, y contó con la presencia de 400 Asistentes.
• RoadShows: En total se visitaron 6 países (Canadá, USA, Noruega, Inglaterra, China e Indonesia), en donde se realizaron más de 60 reuniones 1 a 1 con compañías del sector, y tres presentaciones generales a las cuales asistieron aproximadamente 120 inversionistas potenciales.
Calgary – Canadá (25-28 de Febrero de 2014): 12 Reuniones uno a uno. Houston – USA (1-7 de Marzo de 2014): 20 Reuniones uno a uno. Oslo – Noruega (10-15 de Marzo de 2014): Reunión con Statoil. Londres – Inglaterra (17-19 de Marzo de 2014): 11 Reuniones uno a uno. Beijing – China (31 de marzo al 2 de Abril de 2014): 9 Reuniones uno a uno. Yakarta – Indonesia (3-4 de Abril de 2014): 9 Reuniones uno a uno.
Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas Ronda Colombia 2014 - Resultados
• En el depósito de ofertas de la Ronda Colombia 2014, se recibieron ofertas para 26 áreas por parte de 19 empresas.
11 áreas de Yacimientos Descubiertos No Desarrollados recibieron ofertas de 10 empresas.
9 áreas convencionales recibieron ofertas de 8 empresas. 1 área no convencional recibió ofertas de 2 empresas. 5 áreas costa afuera recibieron ofertas de 4 empresas.
• La inversión proyectada por la adjudicación áreas de la Ronda Colombia 2014 son aproximadamente 1400 millones de dólares:
1000 millones de dólares como Programa Exploratorio Mínimo. 400 millones de dólares como Programa Exploratorio Adicional.
• Factor de Éxito: 28%.
• Porcentaje de participación propuesto por los oferentes estuvo entre el 1% y el 21%.
Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas Ronda Colombia 2014 - Resultados
Total bloques/Contratos
firmados Hectáreas
Promedio de Hectareas por
bloque
Inversión Aproximada (USD$ Millones)
Promedio de Inversión por Bloque
(USD$ Millones)
Minironda 2008 41 1.999.845 48.777 1.000 24
Ronda Colombia 2010 68 6.878.152 101.149 1.350 20
Ronda Colombia 2012 50 7.052.692 141.054 2.600 52
Ronda Colombia 2014 26 5.426.401 208.708 1.400 54
• La Ronda Colombia 2014 es el proceso competitivo que más hectáreas adjudicó por bloque o contrato firmado, con un promedio aproximado de 209 mil hectáreas por área adjudicada.
• La Ronda Colombia 2014 es el proceso competitivo que mayor inversión le
traerá al país por contrato firmado, con un promedio aproximado de 54 millones de dólares por área adjudicada.
Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas Ronda Colombia 2014 - Resultados
TOP 5 EMPRESAS (COMPROMISOS EXPLORATORIOS)
Programa Mínimo Exploratorio + Inversión Adicional
PROPONENTE MONTO (MM USD)
ANADARKO (3 Bloques) 255
PAREX (2 Bloques) 250
SHELL/ECOPETROL (1 Bloque) 231
HOCOL (4 Bloques) 177
TALISMAN (1 Bloque) 67
TOP 5 BLOQUES CON MAYORES COMPROMISOS EXPLORATORIOS
Programa Mínimo Exploratorio + Inversión Adicional
BLOQUE MONTO (MM USD) PROPONENTE
1. SINOFF 7 (E&P OFFSHORE) 231 SHELL/ECOPETROL
2. VMM 9 (E&P NO CONVENCIONAL) 193 PAREX
3. COL 6 (TEA OFFHORE) 152 ANADARKO
5. PUT 30 (E&P CONTINENTAL) 67.3 TALISMAN
4. PUT 31 (E&P CONTINENTAL) 66.8 GRAN TIERRA/PETROAMERICA
Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas Ronda Colombia 2014 - Resultados
• Una de las propuestas más importantes que recibimos en materia de E&P costa afuera fue la realizada por la compañía internacional Anadarko. Su plan de exploración costa afuera contempla la realización de 20 mil kilómetros de sísmica 3D (aproximadamente 32 mil kilómetros 2D), lo cual equivale prácticamente a toda la sísmica que se hace en Colombia en un año. Esta actividad, significaría el programa de sísmica más grande que se haya emprendido por una sola compañía en el offshore mundial.
• La Ronda Colombia 2014 supone la entrada de la multinacional Noruega Statoil, empresa número 25 en el mundo de acuerdo a “The Energy Intelligence Top 100”, y el regreso de ExxonMobil, empresa número 3 en el mundo de acuerdo al mismo listado, a la actividad de E&P costa afuera del país.
• La inversión prevista en los 5 bloques adjudicados costa afuera es aproximadamente USD$ 541.000.000, lo que supone un 38% de la inversión total de la RONDA COLOMBIA 2014.
Actualidad y Retos a Futuro
• CRM: Actualmente la ANH no cuenta con un sistema integral y formal orientado a la atención recurrente y oportuna de los clientes activos (aquellos con contratos vigentes) e inversionistas potenciales a nivel nacional o internacional. Con el fin de tener una solución informática de CRM que garantice la seguridad e integridad de los datos inherentes a cada cliente, la Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas está desarrollando esta herramienta que estará a disposición de la entidad en el primer semestre del 2015.
• DOCUMENTO CONPES E&P OFFSHORE: La Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas ha estado activamente colaborando en la elaboración del documento CONPES para actividades de E&P costa afuera. El documento tiene como objetivo generar los lineamientos principales de política pública que promuevan la exploración y explotación de yacimientos costa afuera.
Actualidad y Retos a Futuro
• ESTRATEGIA PARA MEJORAR LA PERCEPCION DE LOS INVERSIONISTAS ACTUALES Y POTENCIALES: De acuerdo a las recomendaciones recibidas por medio del “Estudio de Medición de Percepción de las Empresas Operadoras e Inversionistas Frente al Servicio y Atención Prestada por la ANH”, la Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas está trabajando en un plan de acción que permita reducir las debilidades y consolidar las fortalezas de la ANH.
Actualidad y Retos a Futuro
• ESTRATEGIA DE COMUNICACIONES - PLAN DE REGIONALIZACION: Obedeciendo a una de las principales recomendaciones hechas por el estudio de percepción de clientes, se desprende el plan de comunicaciones regional que tiene como finalidad lograr un mayor acercamiento entre las comunidades y la ANH, desarrollando una serie de actividades estratégicas en las regiones donde se llevan a cabo las actividades de E&P.
Actualidad y Retos a Futuro
• Oportunidad CBM: Con el fin de promocionar la oportunidad que tiene país en materia de “Coal Bed Methane” (CBM), la ANH ha identificado 8 boques potenciales para la Exploración y Producción de recursos de gas asociados a mantos de Carbón. Al respecto, la Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas ha estado desarrollando diferentes actividades para identificar el posible interés de los principales jugadores internacionales en este tipo de actividad. Para el primer semestre de 2015 se tiene previsto hacer un Road Show en Australia y Estados Unidos con presentaciones generales y reuniones uno a uno con inversionistas potenciales, para analizar el verdadero potencial que tiene el país en este tipo de actividad hidrocarburífera.
Contenido
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Vicepresidencia Técnica : Gestión del Conocimiento y de la Información Técnica
Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas
Vicepresidencia de Contratos de Hidrocarburos : Seguimiento a la exploración, Seguimiento a la Producción, Seguridad, Comunidades y Medio Ambiente
Vicepresidencia de Operaciones, Regalías y Participaciones : Reservas y Operaciones, Regalías y Derechos Económicos y Fiscalización
Vicepresidencia Administrativa y Financiera : Gestión Financiera, Talento Humano, Gestión Administrativa, Participación Ciudadana y Comunicaciones, Planeación, Seguimiento a la Gestión, PAA
Presentaciones PPT – 2014 - Carátula OffShore
Nicolas Mejia Mejia Vicepresidente de Promoción y Asignación de Áreas
Seguimiento a la Exploración
293
25
54
0
100
200
300
E&P TEAs Convenios E&P y de Explotación
Vicepresidencia de Contratos de Hidrocarburos Contratos vigentes suscritos por la ANH – 11 de noviembre de 2014
TOTAL CONTRATOS VIGENTES
372
43
Vicepresidencia de Contratos de Hidrocarburos Contratos E&P vigentes suscritos por la ANH por Departamento
44
70 28 21 12 11 9 11 9 7 6 5 5 4 5 4 3 87
24%
9%
7%
4% 4% 3% 4% 3% 2% 2% 2% 2% 1% 2% 1% 1%
29%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Vicepresidencia de Contratos de Hidrocarburos Sísmica adquirida – 11 de noviembre de 2014
Km de Sísmica 2D equivalentes
Sísmica Adquirida 29.494 km 9.920
45
5.600
12.800
1.094
4.500
4.320
1.180
-
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
E&P TEA Asociación ANH OffShore Onshore
13.980
1.094
4.500
Vicepresidencia de Contratos de Hidrocarburos Pozos exploratorios (A2 y A3) – 11 de noviembre de 2014
Pozos Exploratorios (A2 y A3)
46
0
20
40
60
80
100
120
Perforados En perforación Movilizando equipo En obras civiles
98
4 2 6
47
Inversiones pendientes de los procesos competitivos
Proceso Competitivo TipoContrato Suma de Inversión Pendiente
E&P 1.112.323.552,00$
TEA 81.863.800,00$
Crudos Pesados Especiales TEA 93.360.617,00$
Nominación de Áreas E&P 94.104.000,00$
Minironda 2007 E&P 61.155.000,00$
Ronda Caribe 2007 E&P 38.900.000,00$
Minironda 2008 E&P 472.444.601,00$
Ronda Colombia 2008 E&P 365.630.000,00$
E&P 910.607.320,00$
TEA 102.797.550,00$
E&P 2.297.499.338,08$
TEA 226.213.271,00$
E&P 965.290.177,00$
TEA 302.200.000,00$
Total general 7.124.389.226,08$
Contratación Directa
Ronda Colombia 2010
Ronda Colombia 2012
Ronda Colombia 2014
Seguimiento a la Producción
Contratos E&P en Producción
0
2 7
20 25 36
51 65
75 66 67
0
3
7
13
22
37
59
76
105 114
56
86
107
118
146
182
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014(P)
Pro
me
dio
an
ual
- k
bp
d
Áre
as
en
se
gu
imie
nto
po
r a
ño
Evaluación Explotación Producción ANH a Octubre 31 de 2014
Entorno socio-ambiental del sector de hidrocarburos
Principales logros de la Gerencia de Seguridad, Comunidades y Medio Ambiente durante 2014:
292 visitas de inspección y seguimiento en aspectos HSE, 25% por encima de las realizadas en 2013 y 213% por encima de las realizadas en 2012; y 60 visitas de seguimiento y acompañamiento social, 11% por encima de las realizadas en 2013, para un total de 352 visitas realizadas en 2014 (NOTA: incluye las visitas programadas durante noviembre y diciembre de 2014). En 2014, la ANH superó en un 27% las visitas de inspección y seguimiento HSE realizadas durante 2010, 2011 y 2012, y en un 650% las visitas de seguimiento social realizadas en los tres años mencionados.
Caracterización socio-ambiental de los bloques ofertados en la Ronda Colombia 2014, dándole al potencial inversionista una mayor claridad respecto al contexto ambiental y social asociado a las áreas de su interés. Como resultado de un trabajo coordinado con 27 corporaciones autónomas regionales y con las autoridades ambientales del ámbito nacional, la ANH ofertó bloques libres de restricciones ambientales e incluyó en las fichas socio ambientales de los mismos información proveniente de instituciones con responsabilidades en la toma de decisiones públicas sobre el territorio.
Entorno socio-ambiental
Inversiones de 12.000 millones de pesos a través del programa de Gestión del Entorno por medio de 9 convenios con entidades públicas como el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, ANLA, INVEMAR, Parques Nacionales, Ministerio del Interior, Ministerio de Minas y Energía, Servicio Geológico Colombiano, IGAC, para desarrollar estándares, lineamientos, buenas prácticas e información, necesarios para conducir y planificar las actividades relacionadas con el sector de hidrocarburos y fortalecer la capacidad de dichas entidades para ejecutar sus funciones de control técnico, ambiental y social frente al sector. Creación del COPEI (Centro de Operaciones para la Protección Especial
de la Infraestructura) nacional en las instalaciones de la ANH. Priorización y cronograma de acompañamiento concertado con el
Comando General de las Fuerzas Militares y la Industria, para reactivar 34 bloques que se encuentran suspendidos por la alteración a la seguridad pública (el cronograma comprende el fin de 2014 y 2015).
Entorno socio-ambiental
Estrategia de Gestión Territorial Equitativa y Sostenible del
sector hidrocarburos
1 Portal Geográfico Nacional: herramienta para la planificación de la Paz
Portal Geográfico Nacional Herramienta para la planificación de la Paz
Guía Técnica Colombiana de Buenas Prácticas Sociales para el sector hidrocarburos Hacia un relacionamiento optimo en el territorio
Programas en Beneficio de las Comunidades Responsabilidad Social en el territorio
Se entenderán por Programas en Beneficio de las Comunidades, los correspondientes a la inversión social que realizan las empresas dedicadas a la industria del petróleo, como parte de su política de Responsabilidad Social, en el marco de los contratos de Exploración y Producción de Hidrocarburos y de Evaluación Técnica, suscritos con la ANH, para que en la ejecución de éstos se fomente el desarrollo sostenible en las respectivas áreas de influencia, procurando la integración comunitaria.
Línea Base Buenas Prácticas
Guía Metodológica
Sistema de evaluación al interior de la ANH
Sistema Georreferenciado PBC
Dialogo democrático y Acciones Demostrativas
Instancias de dialogo democrático entre el
Gobierno, la industria y la comunidad. Se identifican visiones compartidas de desarrollo y se acuerdan acciones demostrativas
Centro Nacional de Convivencia y Seguridad
Ciudadana Transformación del conflicto
social hacia escenarios de dialogo territorial con el
liderazgo del Mininterior y PONAL
Estrategia de Gestión Territorial del sector hidrocarburos Un camino hacia la Paz desde el sector hidrocarburos
Estrategia territorial
gestión sostenible y equitativa del sector
Gestión del Conocimiento
Programa de Regionalización y Buenas Prácticas
Talleres de formación a lideres territoriales respecto al sector hidrocarburos y las instancias
de Gobierno relacionadas
Estrategia de Gestión Territorial del sector hidrocarburos Un camino hacia la Paz desde el sector hidrocarburos
Contenido
59
Vicepresidencia Técnica : Gestión del Conocimiento y de la Información Técnica
Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas
Vicepresidencia de Contratos de Hidrocarburos : Seguimiento a la exploración, Seguimiento a la Producción, Seguridad, Comunidades y Medio Ambiente
Vicepresidencia de Operaciones, Regalías y Participaciones : Reservas y Operaciones, Regalías y Derechos Económicos y Fiscalización
Vicepresidencia Administrativa y Financiera : Gestión Financiera, Talento Humano, Gestión Administrativa, Participación Ciudadana y Comunicaciones, Planeación, Seguimiento a la Gestión, PAA
Indicadores Económicos
Producción Equivalente
60
*Cifras a Octubre 31 de 2014
Fuente: ANH
Gerencia de Reservas y
Operaciones
61
Estructura Administrativa Grupo de Reservas y Operaciones
Gerente Reservas y Operaciones
(Ingeniero de Petróleos)
Asesores Expertos en Yacimientos
(Ingenieros de Yacimientos)
Asesor Experto Transversal VORP
Ingeniero de Yacimientos
1
2
Experto G3 Grado 6 (e) (Ingeniero Químico)
Gestor T1 Grado 19 (e) (Ingeniero Civil)
1 1 Analistas T2 Grado 6 (provisionales)
(Ingeniero de Petróleos, Abogado)
Profesional de apoyo Ingeniero de Petróleos
1
2
1
Contrato 3
Planta global 5
62
63
Petróleo
Mayores reservas alcanzadas en los últimos 15 años.
El crecimiento de 10.6% promedio año en los últimos 6 años de las reservas probadas.
1.542 1.478 1.453 1.510
1.358
1.668
1.988 2.058
2.259 2.377
2.445
198 193 192 193 194 215 245 287 334 346 368
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Reservas Probadas MBO Producción Anual MBO
10,6%
Reservas/Producción (R/P) de 6.6 años.
Histórico reservas probadas Crudo
64
EL 42,3% de las reservas de petróleo se encuentran en 6 campos.
Caracterización por tamaño de reservas de crudo Corte 31-dic-2013
TAMAÑO DE No. CAMPOS % RESERVAS
RESERVAS CAMPOS PROBADAS
>200 MB 1 Rubiales 11,0
200 MB>150 MB 3 Castilla, Castilla Nte, La Cira 21,0
150 MB>100 MB 2 Quifa Suroeste-Chichimene 10,2
100 MB>50 MB 7 Infantas, Pauto, Casabe, Caño Limón 17,2
50 MB>25 MB 7 Yarigui-Cantagallo, Akacias, Moriche 9,0
25 MB>10 MB 20 Dina Terciario, Guando, Cupiagua 11,8
10 MB>5 MB 23 Capella, Caño Yarumal, Cohembí 6,8
<5 MB 293 Llanito, Bonanza, Caño Rondon 13,0
65
CUENCAS
% part.
reservas
2012
% part.
reservas
2013
% VARIACIÓN
2012-2013
LLANOS ORIENTALES 59,7% 59,9% 0,4%
VALLE MEDIO MAGDALENA 23,3% 23,1% -0,8%
CORDILLERA ORIENTAL 5,3% 3,5% -34,4%
VALLE SUPERIOR MAGDALENA 6,6% 5,9% -10,4%
CAGUAN PUTUMAYO 2,4% 4,7% 96,5%
CATATUMBO 2,4% 2,4% -2,9%
VALLE INFERIOR MAGDALENA 0,3% 0,48% 55,3%
Reservas probadas de crudo por cuenca Corte 31-dic-2013
66
Gas
Las reservas totales de gas a 31 de diciembre de 2013 fueron 6.409 TPC. De los 0.244 TPC de reservas de gas adicionados, 0.032 TPC correspondieron a nuevos campos y 0.212 TPC a revaluaciones. Reservas/Producción (R/P) de 15.5 años.
Crecimiento de 6,9% promedio año de las reservas probadas de gas en los últimos 6 años.
4,0 4,2 4,0 4,3
3,7
4,4 4,7
5,4 5,5 5,7
5,5
0,21 0,22 0,24 0,25 0,27 0,32 0,37 0,40 0,39 0,42 0,41
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Resevas Probadas TPC Producción Anual TPC
6,9%
Histórico reservas probadas Gas
67
CUENCAS
% part.
reservas
2012
% part.
reservas
2013
% VARIACIÓN
2012-2013
LLANOS ORIENTALES 33,1% 35,9% 8,2%
GUAJIRA OFFSHORE 26,9% 26,2% -2,5%
VALLE INFERIOR MAGDALENA 15,5% 16,9% 8,8%
CORDILLERA ORIENTAL 11,8% 13,3% 13,0%
VALLE MEDIO MAGDALENA 5,35% 6,44% 20,4%
VALLE SUPERIOR MAGDALENA 0,23% 0,64% 175,6%
CATATUMBO 0,68% 0,61% -10,5%
CESAR RANCHERÍA 6,38% 0,01% -99,9%
Reservas probadas de Gas por cuenca Corte 31-dic-2013
68
Logros alcanzados a Octubre de 2014
1. Consolidación del equipo técnico con el cual se revisan y analizan los planes de explotación (PLEX), Inicios de Explotación, Devoluciones de Áreas, Proyectos de Producción Incremental, Unificación de Áreas y Proyectos Especiales.
2. Fortalecimiento y mejoras del Sistema de Integrado de Reservas - SIR: Tablas de Reporte, interface, FTP, Peep - Merak,
3. Aseguramiento de la información reportada: unificación de criterios, revisión y análisis de los Informes de Recursos Reservas - IRR por campos y compañías.
4. Disponibilidad de mayor información tal como pronósticos de producción, volúmenes de regalías, POES, factores de recobro, planes de desarrollo entre otros.
5. Optimización en los tiempos de obtención del balance volumétrico de reservas.
6. Desarrollo de las auditorias especiales de reservas. 7. Planeación y estructuración de los escenarios de producción de hidrocarburo, que
fueron la base para determinación del marco fiscal de mediano plazo (MFMP)
8. Plan de choque para el incremento de producción de los campos con mayor potencial para el segundo semestre de 2014
69
Retos Año 2015
1. Estructuración y elaboración del libro de reservas del país.
2. Seguimiento de los proyectos que aseguren el cumplimiento de las metas de producción (MFMP) en lo relacionado con pronósticos, inversiones y reservas adicionales.
3. Profundizar en la información y conocimiento de los recursos y reservas del país, con el fin de identificar el proceso de maduración en el ciclo de reservas, lo cual servirá de base en la toma de decisiones de corto y mediano plazo.
4. Fortalecimiento y capacitación técnica del equipo de trabajo de análisis de la información de reservas.
Gerencia de Fiscalización
Estrutura Administrativa Grupo de Fiscalización
Gerente Fiscalización
1
Grupo de Medición
Grupo Volumétrico de Producción
3 8
Grupo de Seguimiento a Operaciones
5 Grupo de Control de
Producción y Seguimiento a
Operaciones en Campo
14
Grupo de Planeación y
Gestión
7
Grupo de Aseguramiento
Jurídico
3
71
Producción de Crudo a Octubre de 2014
72
Producción de Gas a Octubre de 2014
73
Solicitudes de Perforación de Pozos a Octubre 2014
74
Pruebas extensas de producción a Octubre 2014
75
PILOTOS DE MEJORAMIENTO DE FACTOR DE RECOBRO EN SEGUIMIENTO
CATATUMBO Inyección de agua : Sardinata
VALLE MEDIO MAGDALENA Inyección de agua: Nutria, Llanito, Galán, Tisquirama-San Roque . Inyección de agua mejorada: Yariguies-Cantagallo, Casabe. Inyección de agua- alternada con gas - WAG: Yariguies-Cantagallo, Casabe.
VALLE MEDIO MAGDALENA Inyección Continua de Vapor: Jazmín, Teka-Cocorná
LLANOS CRUDOS PESADOS Inyección Alternada de Vapor: Quifa; Combustión In Situ: Quifa (STAR).
VALLE SUPERIOR MAGDALENA Inyección de
Agua: La Hocha, Palermo, Brisas. Agua mejorada:Palogrande-Cebú, San Francisco, Tello. Inyecciónde agua- alternada con gas – WAG, Tello.
LLANOS Inyección de agua: Apiay, Chichimene, Suria, Castilla
Inyección continua devapor (2).
Inyección alternada devapor (1).
Combustión In Situ (1).
Inyección de agua (12).
Inyección de aguaalternada con gas(WAG) (3).
Inyección de aguamejorada (5).
76
Logros alcanzados a Octubre de 2014
Fortalecimiento del grupo de profesionales que apoyan el
desarrollo de la función de Fiscalización, de ocho (7) personas se
pasó a 14 profesionales asignados en zonas a nivel nacional y 27
funcionarios en Bogotá.
Centralización de todos los tramites relacionados con la función de
fiscalización.
Incremento de la cobertura de los informes diarios de Operación y
producción a través del sistema AVM, con la inclusión de 236
campos contratos E&P y 22 campos de contratos de asociación
dentro de los principales campos del país – cuadro 4 de
producción digitalizado como herramienta de validación.
77
Consolidación y análisis de la información y realización de base de datos
estadísticas e indicadores de fiscalización para las actividades de producción y operación de Fiscalización.
Elaboración del primer borrador de proyecto de reglamento técnico de la medición de hidrocarburos para comentarios al MME con base en la identificación de las mejores practicas de la industria y el estudio de análisis comparativo de la medición de hidrocarburos a nivel internacional.
Consolidación e implementación de un sistema de información para el seguimiento de proyectos estratégicos (pruebas extensas de producción y pilotos de mejoramiento de factores de recobro).
Logros alcanzados a Octubre de 2014
78
Elaboración de diagnóstico de quemas de gas en el país y consecución de
referencias internacionales del manejo de las quemas en otros países. Consolidación de la información de la producción y fiscalización requerida para
MAPAREGALIAS (pruebas). Elaboración de base de datos de hallazgos por no conformidades con la
reglamentación de actividades de exploración y explotación de hidrocarburos. Reducción de tiempos de aprobación de solicitudes de autorización de
operaciones a menos de 20 días tanto en la fase de exploración como para la fase de producción.
Logros alcanzados a Octubre de 2014
79
Retos Año 2015
Desarrollo de nuevos sistemas de información para la consolidación,
reporte y análisis de: i) operaciones de exploración y producción; y ii)
estadísticas de producción no contempladas en la liquidación de regalías.
Configuración y cubrimiento al 100% de todos los campos del país para los
Informes Diarios de Producción en el sistema de información AVM.
Desarrollo de una propuesta de régimen sancionatorio para la actividad de
fiscalización y recaudo de regalías.
Implementación de un mecanismo de decisión mas ágil en lo referido a la
adopción y actualización de la reglamentación técnica que exige el sector.
Aseguramiento de calidad de los procesos de la función de fiscalización
80
Gerencia de Regalías y
Derechos Económicos
81
Estructura Administrativa Grupo de
Regalías y Derechos Económicos
Gerente Regalías y Derechos Económicos (Abogado)
Asesor Experto Despacho Presidencia asignado a GRDE
(Abogado)
Regalías Derechos
Económicos
Asesores Contratistas
(Ingeniero Eléctrico) (Economista) (Ingeniero de
Sistemas)
Outsourcing PWC (Economista)
1
1
1
Experto Código G3 Grado 6 ( E )
(Economista)
Gestor T1 Grado 15 Provisional
(Ingeniero de Sistemas)
1
1
Experto Código G3 Grado 5 (E)
(Contador Público) 1
Asesores Contratistas Contadores Públicos 2
4
82
Logros alcanzados a Octubre de 2014
Transferencia de 13,4 Billones de Pesos al SGR durante el Bienio
2013-2014 a 30 de Octubre de 2014, alcanzando un 92,4% del
Presupuesto Bienal por la Explotación de Hidrocarburos.
83
14,5 13,4
1,0
3,0
5,0
7,0
9,0
11,0
13,0
15,0
17,0
Presupuesto de Caja Ley 1606/12
Transferencias SGR
Cumplimiento Presupuesto SGR Bienio 2013-2014
(En Billones de Pesos)
Fuente: Cálculos ANH
Logros alcanzados a Octubre de 2014
De acuerdo con el comportamiento del recaudo y transferencia de recursos al SGR
al corte de Octubre de 2014, las asignaciones directas correspondientes al sector de
hidrocarburos, alcanzaron un total de $2,9 billones respecto a 2,7 billones
presupuestados a la misma fecha de corte, lo que representa un cumplimiento del
106,7% del presupuesto de gastos para el respectivo periodo.
84
0
50000
100000
150000
200000
250000
Comportamiento Asignaciones Directas Bienio 2013-2014 (En Millones de pesos corrientes)
Presupuesto de Caja Ley 1606/12
Recaudo Asignaciones Directas
Fuente: Cálculos ANH
85
Realizar la transferencia de los recursos recaudados por concepto
de regalías y compensaciones en un período determinado.
Recaudo del
105% sobre lo
proyectado!!!
Recaudo del
100% sobre lo
proyectado.
Cifras en billones de pesos corrientes a Septiembre 30 de 2014.
Recaudo del
89% a 2 meses
del cierre
7,39
7,58
6,94
7,78
7,59
6,23
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
AÑO 2012
AÑO 2013
AÑO 2014
RECAUDO PRESUPUESTO
Decreto 1606 de 2012
Misión GRDE
Decreto 1243 de 2012
Logros alcanzados a Octubre de 2014
Fuente: Cálculos ANH
Logros alcanzados a Octubre de 2014
86
RECAUDO POR DERECHOS ECONÓMICOS A OCT 2014 (USD)
Fuente: Cálculos ANH
La TRM utilizada corresponde al promedio publicado por Banco de la Republica para el 31-12-2013 ($1.868,90)
La TRM utilizada corresponde al promedio publicado por Banco de la Republica para el periodo de enero a octubre de 2014 ($1.952,79)
Año Precios Altos
Uso del subsuelo Transferencia
de
Tecnología
Participación
en la
producción
Totales Contratos E&P
Contratos de
Evaluación Técnica
2004 - - 311.850 337.687 - 649.537
2005 - 364.051 1.242.594 429.347 - 2.035.992
2006 - 2.277.406 798.361 818.216 - 3.893.983
2007 - 2.368.915 333.385 1.181.346 - 3.883.646
2008 - 88.327.988 3.510.539 2.621.681 - 94.460.208
2009 24.433.889 63.959.187 2.749.889 3.176.489 - 94.319.454
2010 149.041.100 46.097.288 1.793.021 3.528.900 - 200.460.309
2011 218.772.769 80.350.456 115.005 2.720.875 - 301.959.105
2012 306.452.071 78.080.837 187.529 1.713.628 3.099.817 389.533.882
2013 320.210.716 17.956.936 4.602.999 9.537.396 101.077.640 453.385.686
2014 267.692.134 10.417.350 1.125.167 1.980.631 93.512.278 374.727.560
Totales 1.286.602.678 390.200.414 16.770.339 28.046.196 197.689.735 1.919.309.363
Logros alcanzados a Octubre de 2014
87
RECAUDO POR DERECHOS ECONÓMICOS A OCT 2014 (USD)
Fuente: Cálculos ANH
71,44%
2,78%
0,30%
0,53%
24,95%
Precios Altos
Uso del subsuelo
Contratos de Evaluación Técnica
Transferencia de Tecnología
Participación en la producción
Año Precios Altos Uso del
subsuelo
Contratos de
Evaluación Técnica
Transferencia
de Tecnología
Participación
en la
producción
2013 320.210.716 17.956.936 4.602.999 9.537.396 101.077.640
2014 267.692.134 10.417.350 1.125.167 1.980.631 93.512.278
Logros alcanzados a Octubre de 2014
Aumentar del flujo de recursos para las Entidades Territoriales a través de
la reducción y eliminación del margen de comercialización de regalías,
liquidando las participaciones conforme al precio real de comercialización.
(Metodología fijación precios liquidación).
Mejorar la proyección técnica de los ingresos de regalías por explotación de
hidrocarburos, fuente de información para el Plan de Recursos del SGR y
el Proyecto de Presupuesto 2015-2016, mediante la simulación de distintos
escenarios.
Distribuir $6.500M correspondientes a recursos de regalías re liquidados
del régimen anterior al SGR. (Resolución 347 de 2014).
88
Logros alcanzados a Octubre de 2014
Proveer en el bienio para el pago de Deudas del Régimen Subsidiado de Salud USD$16,2 M provenientes del desahorro del FAEP. (Art. 275 Ley 1450 de 2011).
Proveer en el bienio a las entidades territoriales de recursos del FAEP del orden de USD$44,6 M con destino a financiación de vías (Art.118 Ley 1450 de 2011).
Proveer en el bienio a las entidades territoriales de recursos del FAEP del orden de USD$34,3 M para pago compromisos del régimen anterior al SGR y proyectos de inversión. (Art. 144 ley 1530 de 2012) .
Transferir en el bienio recursos retenidos a las entidades territoriales por un monto de $322.854 M, en cumplimiento de las ordenes de levantamiento de giros del régimen anterior.
89
Logros alcanzados a Octubre de 2014
Contribuir con la visualización y monitoreo en línea de la información
relevante sobre los recursos naturales no renovables, a través de la
publicación de la distribución de asignaciones directas por entidad
territorial, en la plataforma integrada de información del SGR –
MAPAREGALIAS (En prueba).
Identificar, liquidar y aplicar el 98% de los pagos reportados por los
operadores relacionados con Derechos Económicos y Transferencia de
Tecnología de las vigencias 2011, 2012 y 2013.
Recaudar $846 MM por concepto de Derechos Económicos que representa
una ejecución presupuestal del 218% con relación al presupuesto aprobado
para la vigencia 2013 que asciende a $388 MM.
90
Logros alcanzados 2013-2014
Recaudar $718 MM por concepto de Derechos Económicos que representa una ejecución presupuestal del 197% con relación al presupuesto aprobado para la vigencia 2014 que asciende a $364 MM.
Implementar el sistema de pago PSE, (Proveedor de Servicios Electrónicos), el cual ha permitido identificar los pagos que realizan los operadores por concepto de Derechos Económicos.
Implementar una base de datos acumulada de los Contratos E&P y TEAS en relación a los Derechos Económicos y Transferencia de Tecnología.
Contratar el estudio para presentar propuestas de nuevos esquemas de comercialización de las regalías por la explotación de hidrocarburos.
Concertar con el 83% de las empresas operadoras de los acuerdos de comercialización del gas de regalías, los saldos definitivos de los años 2012, 2013 para firmar la liquidación de los mismos.
91
Retos Año 2015
Identificar nuevas alternativas para la comercialización de regalías
buscando obtener mayores ingresos.
Determinar a través de auditorias los costos que serán aceptados y
reconocidos por la ANH para la liquidación de regalías y de los derechos
económicos por precios altos y porcentaje de participación en la
producción.
Avanzar hacia la liquidación definitiva de los derechos económicos por
precios altos y porcentaje de participación en la producción.
Armonizar los sistemas de liquidación de regalías con los sistemas de
seguimiento a la producción diaria, para reducir el reprocesamiento de
información por esta variable.
92
Contenido
93
Vicepresidencia Técnica : Gestión del Conocimiento y de la Información Técnica
Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas
Vicepresidencia de Contratos de Hidrocarburos : Seguimiento a la exploración, Seguimiento a la Producción, Seguridad, Comunidades y Medio Ambiente
Vicepresidencia de Operaciones, Regalías y Participaciones : Reservas y Operaciones, Regalías y Derechos Económicos y Fiscalización
Vicepresidencia Administrativa y Financiera : Gestión Financiera, Talento Humano, Gestión Administrativa, Participación Ciudadana y Comunicaciones, Planeación, Seguimiento a la Gestión, PAA
Gestión Presupuestal
94
Ingresos
95
96
Millones de $
Concepto Ppto Inicial Causado
acumulado %
Recaudo acumulado
% Pendiente de cobro
%
Derechos Económicos ** 363.856 721.896 198% 718.432 197% 3.464 1%
Subsuelo - Exploración 12.966 17.056 132% 14.211 110% 2.845 22%
Subsuelo - Explotación 4.566 7.188 157% 7.154 157% 34 1%
Precios altos * 257.405 522.747 203% 522.747 203% - 0%
Campo Tello 61.928 106.715 172% 106.715 172% - 0%
Transferencia de tecnología 7.667 3.884 51% 3.299 43% 585 8%
X% de participación en la producción 19.325 64.307 333% 64.307 333% - 0%
Venta de información petrolera 8.534 13.154 154% 12.275 144% 879 10%
BIP 7.700 12.929 168% 12.055 157% 874 11%
Litoteca 834 225 27% 220 26% 5 1%
Subtotal Ingresos Misionales 372.390 735.050 197% 730.707 196% 4.343 1%
Otros Recursos de Capital 0 2.135 - 2.135 - 0 -
Rendimientos Financieros 0 1.075 - 1.075 - - -
Recursos de Balance 0 1.059 - 1.059 - - -
Otros Ingresos 0 34.046 - 34.046 - - -
TOTAL EJECUCION 372.390 771.230 207% 766.887 206% 4.343 1%
Ingresos a 31-10-14 (Sin excedentes financieros)
97
Millones de $
Concepto Ppto Inicial Causado
acumulado %
Recaudo acumulado
% Pendiente de cobro
%
Derechos Económicos ** 363.856 721.896 198% 718.432 197% 3.464 1%
Subsuelo - Exploración 12.966 17.056 132% 14.211 110% 2.845 22%
Subsuelo - Explotación 4.566 7.188 157% 7.154 157% 34 1%
Precios altos * 257.405 522.747 203% 522.747 203% - 0%
Campo Tello 61.928 106.715 172% 106.715 172% - 0%
Transferencia de tecnología 7.667 3.884 51% 3.299 43% 585 8%
X% de participación en la producción 19.325 64.307 333% 64.307 333% - 0%
Venta de información petrolera 8.534 13.154 154% 12.275 144% 879 10%
BIP 7.700 12.929 168% 12.055 157% 874 11%
Litoteca 834 225 27% 220 26% 5 1%
Subtotal Ingresos Misionales 372.390 735.050 197% 730.707 196% 4.343 1%
Otros Recursos de Capital 0 172.325 - 172.325 - 0 -
Rendimientos Financieros 0 1.075 - 1.075 - - -
Recursos de Balance 170.190 171.249 - 171.249 - - -
Otros Ingresos 0 34.046 - 34.046 - - -
TOTAL EJECUCION 542.580 941.420 174% 937.077 173% 4.343 1%
Ingresos a 31-10-14 (Con excedentes financieros)
98
Comparativo Ingresos a 31-10-14 vs 31-10-13 (Sin excedentes financieros)
Millones de $
Concepto Ppto Inicial
2014
Recaudo acumulado
2014
Recaudo acumulado 2013
% 2014 Vs 2013
Derechos Económicos ** 363.856 718.432 640.642 112%
Subsuelo - Exploración 12.966 14.211 24.815
Contratos E & P Canon 9.266 12.014 17.182 70%
Contratos TEAS 3.700 2.197 7.633 29%
Subsuelo - Explotación 4.566 7.154 10.318 69%
Contratos E & P Producción** 4.566 7.154 10.318 69%
Precios altos * 257.405 522.747 432.444 121%
Campo Tello 61.928 106.715 132.954 80%
Transferencia de tecnología 7.667 3.299 13.168 25%
X% de participación en la producción 19.325 64.307 26.943 239%
Venta de información petrolera 8.534 12.275 11.439 107%
BIP 7.700 12.055 10.475 115%
Litoteca 834 220 964 23%
Subtotal Ingresos Misionales 372.390 730.707 652.081 112%
Rendimientos Financieros 0 1.075 4.545 24%
Recursos de Balance 0 1.059 1.492 71%
Venta de Activos - 0 24
Excedentes Financieros - - -
Otros Recursos de Balance-Intereses mora - 1059 1.468 72%
Otros Recursos de Capital 0 2.135 6.037 35%
Otros Ingresos 0 34.046 113.274 30%
TOTAL EJECUCION 372.390 766.887 771.392 99%
99
Gastos
100
Fuente de información: SIIF Nación
Millones de pesos
2014
Concepto Apropiación
Vigente Compromisos
Octubre % Comp.
/Aprop. Vigente Obligado Octubre
% Oblig. /Aprop. Vigente
Funcionamiento 258.044 67.560 26% 44.711 17%
Inversión 284.536 235.926 83% 74.185 26%
Total Entidad 542.580 303.486 56% 118.896 22%
2013
Concepto Apropiación
Vigente Compromisos
Diciembre % Comp.
/Aprop. Vigente Obligado
Diciembre
% Oblig. /Aprop. Vigente
Funcionamiento 134.009 107.717 80% 106.137 79%
Inversión 313.820 303.006 97% 294.771 94%
Total Entidad 447.829 410.722 92% 400.908 90%
Seguimiento Ejecución Presupuestal
10% 10% 10% 10% 10%
22%
39%
66%
78% 83%
10% 10% 10% 10% 10%
22%
39%
66%
78% 83%
87% 88%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
Avance Plan de choque
Fuente de información: SIIF Nación
Compromisos – Inversión
Seguimiento Ejecución Presupuestal – Octubre 2014
101
Avance a octubre = 83% $235.926 millones
Gastos a 31-10-14 (Sin transferencias por excedentes financieros)
102
Cifras en millones de pesos
Concepto Ppto Inicial CDP % Saldo
apropiación
RP % Obligaci
on % Pago %
Gastos de Personal 25.693 23.142 90% 2.551 16.243 63% 15.569 61% 15.569 61%
Gastos generales 9.895 8.945 90% 950 8.431 85% 5.056 51% 5.056 51%
Transferencias corrientes 5.394 3.631 67% 1.763 3.631 67% 2.445 45% 2.445 45%
Gastos de comercialización 46.872 42.527 91% 4.345 39.255 84% 21.641 46% 21.512 46%
Total Funcionamiento 87.854 78.245 89% 9.609 67.560 77% 44.710 51% 44.581 51%
Sistemas de Información 6.000 5.854 98% 146 3.689 61% 1.118 19% 861 14%
Divulgación asistencia técnica
7.800 7.633 98% 167 7.610 98% 6.211 80% 6.211 80%
Estudios Regionales 245.888 212.942 87% 32.946 212.827 87% 56.693 23% 55.094 22%
Gestión del entorno 20.000 11.792 59% 8.208 11.781 59% 10.161 51% 10.161 51%
Formacion de capital humano (PC)
4.848 4.848 100% 0 19 0% 0 0% 0 0%
Total Inversión 284.536 243.069 85% 41.467 235.927 83% 74.183 26% 72.326 25%
Total Ejecución 372.390 321.314 86% 51.076 303.486 81% 118.894 32% 116.907 31%
Gastos a 31-10-14 (Con transferencias por excedentes financieros)
103
Cifras en millones de pesos
Concepto Ppto Inicial CDP % Saldo
apropiación
RP % Obligaci
on % Pago %
Gastos de Personal 25.693 23.142 90% 2.551 16.243 63% 15.569 61% 15.569 61%
Gastos generales 9.895 8.945 90% 950 8.431 85% 5.056 51% 5.056 51%
Transferencias corrientes 175.584 3.631 2% 171.953 3.631 2% 2.445 1% 2.445 1%
Gastos de comercialización 46.872 42.527 91% 4.345 39.255 84% 21.641 46% 21.512 46%
Total Funcionamiento 258.044 78.245 30% 179.799 67.560 26% 44.710 17% 44.581 17%
Sistemas de Información 6.000 5.854 98% 146 3.689 61% 1.118 19% 861 14%
Divulgación asistencia técnica
7.800 7.633 98% 167 7.610 98% 6.211 80% 6.211 80%
Estudios Regionales 245.888 212.942 87% 32.946 212.827 87% 56.693 23% 55.094 22%
Gestión del entorno 20.000 11.792 59% 8.208 11.781 59% 10.161 51% 10.161 51%
Formacion de capital humano (PC)
4.848 4.848 100% 0 19 0% 0 0% 0 0%
Total Inversión 284.536 243.069 85% 41.467 235.927 83% 74.183 26% 72.326 25%
Total Ejecución 542.580 321.314 59% 221.266 303.486 56% 118.894 22% 116.907 22%
20.000
11.792 11.781
10.161 10.161
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
Gestión del entorno
Apropiacion
CDP
RP
Obligacion
Pago
7.800 7.633 7.610
6.211 6.211
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
Divulgación asistencia técnica
Apropiacion
CDP
RP
Obligacion
Pago
6.000 5.854
3.689
1.118 861
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
Sistemas de Información
Apropiacion
CDP
RP
Obligacion
Pago
245.888
212.942 212.827
56.693 55.094
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
Estudios Regionales
Apropiacion
CDP
RP
Obligacion
Pago
Inversión a 31-10-14
98%
87%
98% 98%
80% 80%
59%
19%
61%
59% 51% 51%
87%
14% 22% 23%
Cifras en millones de pesos
104
Ejecución Presupuestal SGR
105
$ 21.214
$ 8.875
$ 12.339
$ 5.777
$ 3.098 $ 3.755 $ 3.755
$ 0
$ 2.000
$ 4.000
$ 6.000
$ 8.000
$ 10.000
$ 12.000
$ 14.000
$ 16.000
$ 18.000
$ 20.000
$ 22.000
Apropiación CDP Apropiación
Disponible
RP Por
Comprometer
Obligaciones Pagos
Fiscalización - SGR Acumulado a Octubre 31 de 2014
(Millones de $)
42%
18% 18%
27%
106
Ejecución Presupuestal SGR
$ 40.000
$ 30.204
$ 9.796
$ 30.204
$ 0
$ 24.966 $ 24.853
$ 0
$ 5.000
$ 10.000
$ 15.000
$ 20.000
$ 25.000
$ 30.000
$ 35.000
$ 40.000
$ 45.000
Apropiacion CDP Apropiacion
Disponible
RP Por Comprometer Obligaciones Pagos
Cartografia - SGR Acumulado a Octubre 31 de 2014
(Millones de $)
76%
62% 62%
76%
107
Excedentes financieros
Excedentes Financieros 2013 2014 2015
Valor apropiado por vigencia
$ 52.090 $ 170.190 $ 402.000*
Millones de pesos
*Valor proyectado
Modelo Integrado de Planeación y de Gestión
Plan de Acción 2014
108
109
Implementación del Modelo Integrado de Planeación y Gestión Logros
Plan de acción 2014 Política de Gestión Misional y de Gobierno
Proyecto: Estudios regionales para la exploración de hidrocarburos
Métodos remotos Métodos de superficie Visualización Muestreo del Subsuelo Estudios Integrados y Modelamiento Entidades documentales del Banco de Información Petrolera
$42.337
$4.924
$58.349
$57.798
$73.700
$8.781
$245.888
Cifras en $millones
110
Proyecto: Gestión del Entorno Nacional
Comunidades Medio Ambiente Gestión del entorno socio-político
$7.369
$8.431
$4.200
$20.000
Cifras en $millones
111
Plan de acción 2014 Política de Gestión Misional y de Gobierno
Proyecto: Divulgación y Promoción
Comportamiento del mercado Comunicaciones Medios impresos y digitales Promoción nacional e internacional
$1.496
$646
$676
$4.982
$7.800
Cifras en $millones
112
Plan de acción 2014 Política de Gestión Misional y de Gobierno
Proyecto: Funcionamiento BIP
Funcionamiento del Banco de Información Petrolera – EPIS y Cintoteca y Funcionamiento de la Litoteca Nacional
$10.005
$10.005
Cifras en $millones
113
Plan de acción 2014 Política de Gestión Misional y de Gobierno
Proyecto: Auditoría a los Contratos de Hidrocarburos
Seguimiento a los contratos de hidrocarburos $4.766
$4.766
Cifras en $millones
114
Plan de acción 2014 Política de Gestión Misional y de Gobierno
Proyecto: Administración de los recursos hidrocarburíferos
Evaluación del potencial de hidrocarburos del país Regalías, Participaciones y Derechos Económicos Prácticas de comercialización de regalías Fiscalización actividades de exploración y explotación de hidrocarburos
$400
$1.265
$4.050
$5.607
$11.322
Cifras en $millones
115
Plan de acción 2014 Política de Gestión Misional y de Gobierno
Proyecto: Desarrollo Científico y Tecnológico
Adquisición y apropiación de nuevo conocimiento asociado a los retos de las nuevas actividades YNC y offshore Fortalecer las capacidades para el desarrollo del conocimiento científico y tecnológico del sector hidrocarburífero en Colombia
$1.530
$3.318
$4.848
Cifras en $millones
116
Plan de acción 2014 Política de Gestión Misional y de Gobierno
Plan de acción 2014 Política de Transparencia, Participación y Servicio al Ciudadano
Proyecto: Plan Anticorrupción
Servicio al Ciudadano Rendición de cuentas Comunicación al ciudadano
$112
$100
$-
$212
Cifras en $millones
117
Plan de acción 2014 Política de Gestión del Talento Humano
Proyecto: Desarrollo del Talento Humano y Comunicaciones
Bienestar social e incentivos Desarrollo Sistema de Gestión de la Salud y Seguridad en el Trabajo Capacitación Comunicación interna
$872
$70
$1.220
$-
$2.162
Cifras en $millones
118
Plan de acción 2014 Política de Eficiencia Administrativa
Proyecto: Estrategia de Tecnología de Información
Asesoría, Diseño, Adquisición, Mantenimiento y Construcción de los sistemas de información de la ANH
$6.000
$6.000
Cifras en $millones
119
Proyecto: Fortalecimiento Organizacional
Administración y Recursos Físicos Sistemas de Información
$3.473
$5.254
$8.727
Cifras en $millones
120
Plan de acción 2014 Política de Eficiencia Administrativa
Proyecto: Gestión Estratégica
Planeación Gestión por Proyectos Gestión de la Calidad
$33
$64
$80
$117
Cifras en $millones
121
Plan de acción 2014 Política de Eficiencia Administrativa
Proyecto: Ejecución Eficiente de los Recursos Financieros
Sistemas Adecuados para Seguimiento y Control Gestión presupuestal
$431
$-
$431
Cifras en $millones
122
Plan de acción 2014 Política de Gestión Financiera
Planeación
123
• Implementación metodología para la gestión de proyectos, basada en PMI
• Implementación nueva metodología de cadena de valor para la formulación de proyectos de inversión
• Proyectos formulados y validados por DNP - Estudios Regionales - Promoción y Divulgación - Ciencia y Tecnología - Gestión del Entorno Nacional
• Proyectos pendientes de validación
- Gestión de Tecnologías de la Información y Comunicaciones - Construcción y dotación de la Infraestructura sedes ANH
Gestión por Proyectos Logros
124
125
Seguimiento a la gestión
Consejo Directivo
Comité Estratégico
Comités Primarios
Seguimiento a los PPP y
Acuerdo de Gestión
29 sesiones
8 sesiones