Colombia Genera 2019

Reactivación del sector de hidrocarburos en Colombia

Pilares para la reactivación del sector

1. Promoción a la exploración de yacimientos continentales

2. Nuevo Proceso Permanente de Asignación de Áreas - PPAA

3. Desarrollo de la exploración y producción costa afuera (Offshore)

4. Implementación de tecnologías de recobro mejorado

Colombia como un país competitivo enel sector de hidrocarburos

Histórico ANHSísmica 2D equivalente

Continental – Costa afuera

3.535 1.3864.531 4.702

8.56510.746

19.986

15.71713.451

5.0217.980

2.200 2.1441.561 1.107

7748.173

19.235

3.842

5.942

7.436

5.9798.246

4.755

23.503

32.493

30.482

37.653

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Continental Costa afuera

Unidad de medida: Km

Histórico ANHPerforación de pozos

Costa afuera - Continental

21

35

56

69

99

75

112

126 130

115 112

23 21

49 48

1

1

1

2

5

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Continental Costa afueraUnidad de medida: cantidad de pozos

Histórico ANH Reservas probadas - crudo

Producción anual

2.058

2.2592.377 2.445

2.308

2.002

1.6551.782

287 334 346 368 361 367 324 3120

750

1500

2250

3000

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Reservas Probadas (R) (MBls) Producción Anual (P) (MBls)

Histórico ANH Reservas probadas - gas

Producción anual

5.405 5.4635.727

5.508

4.7594.361

4.024 3.896

398 392 427 456 421 417 389 3320

1500

3000

4500

6000

7500

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Reservas probadas (R) (Gpc) Producción anual (P) (Gpc)

Regulación en el sector de hidrocarburos

Políticas favorables para el desarrollo de actividades E&P

No se sacrifica operacióno Estándares técnicos no se disminuyen.o Condiciones de operación vinculados a las buenas prácticas de la industria del

petróleo.

Incentivos contractualeso No exigencia de inversión mínima, sino de actividad mínima. o Premio a la eficiencia corporativa.o No devolución de áreas durante la actividad exploratoria.o Negociación de contratos por afectación ambiental.

Incentivos tributarioso Certificado de Reembolso Tributario - CERT por actividades de exploración.o Disminución de pago de regalías para Yacimientos en Roca Generadora.o Condiciones favorables en zonas francas costa afuera (disminución de renta

hasta un 19 %).

Proceso Permanente de Asignaciónde Áreas - PPAA

Proceso Permanente de Asignación de Áreas

El nuevo Proceso Permanente de Asignación de Áreas - PPAA, con su oferta

inicial de 20 bloques, apunta a cambiar significativamente la dinámica del

sector de hidrocarburos en Colombia.

Proceso Permanente de Asignación de Áreas

Si las expectativas se cumplen y se firman nuevos contratos sobre estas áreas,

el país recibiría una inversión adicional de más de 600 millones de dólares, y se

podrían convertir a reservas unos 1.000 MMBOE adicionales (millones de

barriles de petróleo equivalente) en crudo y unos 13 TCF adicionales (terapiés

cúbicos) en gas. Un auténtico salvavidas para el equilibrio fiscal, el gasto social

y el desarrollo de las comunidades más remotas y vulnerables del territorio

nacional.

Elementos centrales del ProcesoPermanente de Asignación de Áreas

o Novedad: la habilitación de las empresas y la incorporación de áreas es permanente.

o Oferta conjunta de áreas solicitadas por los interesados y de áreas propuestas por la ANH.

o Mayor competencia con ocasión de las audiencias de presentación de propuestas.

El futuro

o Descubrimiento: Contrato CPO-5.

o Novedades costa afuera: minuta adoptada, nueve conversiones a contratos E&P con Shell, Anadarko, Repsol, ExxonMobil y Ecopetrol.

o Flexibilización del reglamento de asignación de áreas y creación de la liga B.

Beneficios del Proceso Permanente de Asignación de Áreas para el país

o Incorporación de reservas

o Estabilidad fiscal

o Inversión social

o Seguridad energética

Lineamientos del proceso

o Ofrecimiento de áreas incorporadas por solicitud de interesados y de áreas de iniciativa de la ANH, previa puesta en práctica del Procedimiento de Coordinación y Concurrencia Nación -Territorio.

o Inicialmente convocatoria solo para contratos de Exploración y Producción de hidrocarburos, E&P, continentales y costa afuera.

o Habilitación previa para formulación de solicitudes de incorporación de áreas, propuestas y contraofertas de contratación.

o Solicitudes y trámite de habilitación y de incorporación de áreas de forma permanente.

Lineamientos del proceso

o Programa Exploratorio Mínimo en su equivalente en puntos, y Porcentaje de Participación en la Producción (X %) mínimo, exigidos por la ANH para cada área.

o Un factor de evaluación primario de las propuestas o contraofertas, consistente en actividades adicionales de exploración y un factor de evaluación secundario o de desempate, consistente en mayor Participación en la Producción (X %).

o Selección objetiva de mejor propuesta inicial, contraoferta más favorable y posibilidad de que el proponente inicial ejerza la opción de mejorar esta última, en desarrollo de un procedimiento con participación de pluralidad de oferentes en competencia.

Cuenca costa afuera

Offshore2 áreas

Cuencas de La Guajira y Sinú costa afuera

Offshore Caribe2 áreas

o Recursos remanentes para la cuenca Guajira 2107 MBPE.

o Recursos remanentes para la cuenca Sinú Offshore es de 4.371 MBPE.

o Principal campo de gas Chuchupa –Ballenas.

o Descubrimientos recientes de gas en la cuenca Sinú costa afuera, en los pozos Kronos-1, Purple Angel-1 y Mapalé-1.

Esfuerzos para impulsar costa afuera

1. Minuta costa afuera: condiciones mejoradas.

2. Desarrollo del Conpes Potencia Bioceánica.

3. Proceso Permanente de Asignación de Áreas con dos áreas ofrecidas costa afuera.

4. Zona Franca costa afuera y modificaciones en la cláusula de precios altos y devolución de IVA han mejorado la competitividad costa afuera.

5. Tasa de éxito en aguas profundas alrededor del 30 %.

Logros

1. Firma de tres contratos convertidos de TEA a E&P.

2. En proceso de negociación para firmar seis contratos en conversión de TEA para E&P.

3. Perforación de un pozo exploratorio de 2019 a 2020 por conversión de TEA a E&P.

4. Gran potencial de gas por los cuatro hallazgos y petróleo por comprobar.

5. Potencial para desarrollar tres importantes Hubs en Barranquilla, Cartagena y Santa Marta.

Contratos firmados Offshore

2008 (2) 2011 (2) 2012 (7) 2014 (5) 2019 (3)

1. TEA MERAYANA

2. TEA EGORÓ

1. TEA GUA OFF-3

2. E&P TUM OFF-3

1. TEA COL-2

2. TEA COL-3

3. TEA COL-5

4. TEA GUA OFF-1

5. E&P GUA OFF-2

6. E&P PURPLE ANGEL

7. E&P URA-4

1. TEA COL-1

2. TEA COL-4

3. TEA COL-6

4. TEA COL-7

5. SIN OFF-7

1. E&P COL-3

2. E&P COL-5

3. E&P GUA OFF-3

¡Gracias!