Presentación de PowerPoint

EL GAS EN EL PRESENTE Y FUTURO DE
ECOPETROL
JUAN CARLOS ECHEVERRY
Presidente Ecopetrol
Marzo de 2016
AGENDA
AGENDA
2015: Eficiencia y generación de valor
2
2016: Transición hacia el crecimiento
3
El gas en el presente y futuro de Ecopetrol
4
Conclusiones
Agenda
1
AGENDA
AGENDA
2015: Eficiencia y generación de valor
2
2016: Transición hacia el crecimiento
3
El gas en el presente y futuro de Ecopetrol
4
Conclusiones
Agenda
1
En 2015 se acentuó la situación de sobreoferta de crudo con
gran acumulación de inventarios y debilidad en el precio
DESBALANCE OFERTA Y DEMANDA
Oferta total
100
Demanda Total
MMBD
95
90
85
1T13 2T13 3T13 4T13 1T14 2T14 3T14 4T14 1T15 2T15 3T15 4T15
USD 120
USD 100
USD 80
USD 60
USD 40
USD 20
USD 0
PRECIO DEL CRUDO
99
87
54
2014
4
77
65
BRENT
CANASTA ECP
45
44
2015
34
4T-2014 4T-2015
Fuentes: Bloomberg; EIA (US. Energy Information Administration) del 24 de febrero; Ecopetrol.
Factores internos que impactaron el desempeño 2015
1. Tasa de Cambio
$ 4.000
2.743
$ 3.000
$ 2.000
2. Fenómeno del Niño
3.059
2.935
2.174
2.000
$ 1.000
$0
2014
4T-2014
TASA DE CAMBIO
Promedio* USD/COL
Fuente: Superfinanciera de Colombia
*cifras redondeadas
5
3. Cierre frontera
Venezuela
4. Ataques a la
infraestructura mayjul
4T-2015
2015: Foco en Eficiencia y Generación de Valor
o Ahorros acumulados por COL$2.8 billones Grupo Empresarial:
• COL$2.2 billones Ecopetrol vs meta COL$1.4 billones
• COL$0.6 billones Filiales
o USD$3.84/Bl de reducción del costo de levantamiento en 2015 vs. 2014
~30% atribuible a estrategias de reducción de costos y mayor eficiencia
~70% atribuibles a efecto TRM
o EBITDA COL$ 18 bn Grupo Empresarial y Margen EBITDA 2015 de 35% (vs.
24 bn (37%), en 2014)
o Puesta en marcha de la Refinería de Cartagena (21 oct, 135 mil barriles hoy)
o Reservas probadas de 1,849 MBPE (-%11 vs. 2014) IRR 6%
o Ratificación grado de inversión: S&P, Moodys y Fitch
6
IRR: Índice de remplazo de reservas
Eficiencias en Costos
Ahorros de COL$2.8 Bn superaron la meta establecida
MM
COP
2.2
Billones
1.126
- Carrotanques
- Mantenimiento
- Asociados
- Servicios Contratados
7
Valores redondeados
0.6
Billones
2.8
Billones
Introducción de fuerte disciplina de Capital
El 2016 es un año de transición, en adelante se tendrá mayor
inversión en el Upstream
CAPEX
USD$Bn
14,00,
12,00,
10,00,
8,00,
6,00,
4,00,
2,00,
,00,
9.2
0,1
1,6
8.5
8.7
0,2
0,2
1,0
2,1
1,9
1,9
0,1
4.8
0.8
0,3
1,8
5,4
5,4
5,7
2011
2013
2014
UP
0,5
1,0
3,8
3,0
2015
2016e
2017 2020
UPSTREAM
CAPEX
2011-2015
25
60%
UP
90%
DOWNSTREAM
10
25%
DOWN
7%
MIDSTREAM
6
15%
MID
3%
Corporativo y otros
8
0,9
MID-DOWN
6.5
%
%
Disciplina de Capital
Estricta Asignación de Recursos de Capital
Criterios de Valor
Maduración de Proyectos
de Inversión
Diversificar y optimizar
las inversiones
Asignación de recursos con la
mejor combinación de valor y
eficiencia
Comité de
Inversiones
9
Disciplina en la ejecución
1
Precios y retorno
2
Manejo de riesgo
técnico
3
Mejor Portafolio
4
Generación de caja
5
Aporte estratégico
Mejora en ejecución: arranque de Reficar
Hitos
Jul
2015
Inicio acuerdo
resolución
disputas con
CB&I
Oct
2015
Unidad de
Crudo
80-90KBD
Sep
2015
Compra de
primer
cargamento
de crudo
Feb
2016
Oct
21 /
15
Arranque
unidad de
crudo
Abr
2016
Mar
2016
Abril
2016
Todas la
unidades
operando
2S
2016
Alquilación
Carga : 150KBPD
Cracking
Coque
Hidrotratadora de Diesel
Hidrotratadora de Nafta Hydrocracker
Carga 105 KBPD
10
Oct
2015
Arranque
unidades de
servicios
industriales
Carga : 135KBPD
Refinería Estabilizada
Carga : 150 KBPD
Pruebas hasta 165 KBD
Producción
Incluso con escenario retador de precios se cumplió la meta
Producción Grupo Empresarial
(kbpd)
755
50
761
54
705
707
2014
Ecopetrol S.A
2015
Participaciones Netas
o Márgenes positivos en todos los campos
o Récord de producción en Castilla con 126 kbpd en el 4T-2015
o Programa de Recobro:
 Se iniciaron 8 pilotos adicionales en el 2015
 Incorporación de ~1,000 Mb de nuevos recursos contingentes
11
Meta 2015: 760 kbpd
Producción
Se consolidan eficiencias estructurales 1
Eficiencias Operacionales y de Desarrollo
Días promedio de perforación
Costo de Levantamiento USD/barril
-50%
11.2
2014
7.4
Diad Promedio
Perforación
38
1
-24%
36
26
34
26
19
-21%
-27%
14
Eficiencias auditadas. Costo de Levantamiento – (Producción sin regalías)
2014
-38%
24
19
11
14
-20%
14
9
8
10 8
5
2015
Ahorro entre dilución y transporte
aproximado de COL$450 millardos
2015 vs 2014
12
-28%
2015
Record 2015
6
8
5
4
Exploración
Descubrimiento Kronos, dentro de los 20 mayores descubrimientos en
2015 a nivel global
Descubrimientos exploratorios 2014-2015
OFF-SHORE
COLOMBIA
•
•
2014: ORCA
2015: KRONOS (1)
Orca
Kronos
SINU SAN
JACINTO
SSJN-1
CPO-09
(1) Kronos 1: Incorporación de Recursos Contingentes en nov
2015
(2) Nueva Esperanza 2 y 3 del Bloque CPO-9: en agosto 2015
(3) Bullerengue 1 : Incorporación de Recursos Contingentes en
diciembre 2015
13
ON-SHORE COLOMBIA
• 2014: CPO 09 y TIRIBITA (Meta), CACICA
(Huila)
• 2015: CPO 09 (Nueva Esperanza 2 y3 (2)
(Meta)
SSJN-1 (Bullerengue-1 (3) (Atlántico )
Reservas Probadas 2015 (1)
Balance 2015
IRR 2015 (2):6%
2084
1849
1 P 2014
1P 2015
Optimización de costos
Efecto tasa de cambio sobre costos
Inclusión consumo interno
de gas
Buen desempeño en producción
Perforación infill
14
Millones de barriles de petróleo
equivalente
Caída 43% de precios de venta (-404
millones de barriles)
Fuente: Ecopetrol
(1) Metodología SEC (2) IRR: índice de reemplazo de reservas (3) sensibilidad de volúmenes Ecopetrol S.A.2014 a precios 2015 4) Cifras
Ecopetrol S.A.
Transporte
Importante generación de caja para el Grupo Empresarial
Volúmenes Transportados*(kbpd)
Ebitda Segmento Transporte (COL$Bn)
1,205
251
1,232
254
954
978
4.5
2014
2015
2014
Crudo
Refinados
7.7
2015
o El costo de barril transportado disminuyó 16%.
o Crecimiento de 2% en volumen transportado durante 2015
15
*Los volúmenes transportados corresponden a las compañías del grupo y a terceros. Porcentajes calculados sin cifras redondeadas.
Refinación:
Sólido desempeño operacional
Barrancabermeja
Margen de Refinación Bruto (USD/Bl)
14,6
2014
Costo Operativo de Caja
($USD/Bl)*
16,8
7,2
2015
2014
4,4
2015
o Incremento del margen de refinación por mejor diferencial productos
refinados vs. Crudo.
o Mejor carga de crudo: factor de utilización 81% vs 76.8% 4T 2014.
o Reducción de USD$1.29/BL en el costo operativo de Caja por Optimización
en mantenimiento y servicios de soporte.
16
*Cifras correspondientes al grupo empresarial,.Incluye la operación de la Refinería de Barrancabermeja y Essentia (antes Propilco)
AGENDA
AGENDA
2015: Eficiencia y generación de valor
2
2016: Transición hacia el crecimiento
3
El gas en el presente y futuro de Ecopetrol
4
Conclusiones
Agenda
1
Perspectivas 2016
Año de transición para el grupo empresarial
o Fin de proyectos clave de transporte y refinación (1,4 bn
USD)
o Excelencia financiera y excelencia operativa
o Portafolio de Exploración y Producción robusto que
garantice crecimiento en el largo plazo.
o Producción rentable, con foco en el valor sobre el volumen.
18
AGENDA
AGENDA
2015: Eficiencia y generación de valor
2
2016: Transición hacia el crecimiento
3
El gas en el presente y futuro de Ecopetrol
4
Conclusiones
Agenda
1
El gas natural: fuente importante en la canasta energética
Total Consumo Mundial 2014: 13 billones de toneladas equivalentes de Petróleo año
574,0 879,0
7%
4%
316,9
2%
4211,1
33%
Oil
Crudo
23,7%
Natural
Gas
Gas natural
Coal
Carbón
3881,8
30%
Nuclear
EnergíaEnergy
nuclear
3065,5
24%
Hydro
electric
Hidroeléctrica
Renewables
Renovables
Total Consumo Colombia 2014: 38,8 Millones de toneladas equivalentes de Petróleo año
10,1
26%
0,2;1%
14,5
37%
Crudo
Oil
Gas natural
Natural
Gas
Carbón
Coal
4,2
11%
9,8
25%
EnergíaEnergy
nuclear
Nuclear
Hidroeléctrica
Hydro
electric
Renewables
Renovables
20 Fuente Ecopetrol: BP Statistical review of world energy 2015
25,4%
Miles de Barriles por día
Colombia ha aumentado su participación en producción de
crudo y gas en la ultima década
8000
Producción de crudo en Sur y Centro América
Other S. & Cent.
America
Venezuela
6000
Trinidad & Tobago
Peru
4000
2000
990
528
Colombia
Brazil
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Argentina
Tasa promedio
Interanual
Other S. & Cent. America
15,0
Venezuela
Trinidad & Tobago
10,0
5,0
0,6
1,1
Peru
Colombia
Brazil
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
21
2004: 7,4%
2014: 13 %
Producción de gas en Sur y Centro América
20,0
Billones de pies
cubicos/día
Ecuador
Fuente Ecopetrol: BP Statistical review of world energy 2015
Bolivia
Argentina
2004: 4,7%
2014: 6,8 %
Tasa promedio
Interanual
Ecopetrol y sus socios han impulsado el desarrollo de la
oferta de gas natural del país
1400
1200
GBTUD
1000
Nov/11: (ECP) Entrada
Gibraltar (+38 GBTUD)
Jun/06: (BP,
Tepma, ECP)
Cusiana LTOI (205
GBTUD) y
liberación precio
Dic/10: (ECPEQUION) Cusiana
LTOII (+79 GBTUD)
800
Dic/12: (ECP)
Cupiagua
(+239 GBTUD)
600
400
200
0
2004
GUAJIRA
Abr/09: (ECP- CVX)
Compresión en Guajira
Jul-Dic/06: (ECP –
CVX)
Perforación pozos
adicionales Guajira
2005
2006
CUSIANA
22 Fuente Ecopetrol: Gerencia de Gas
Jun/07: (ECP- CVX)
Línea Transferencia
Plataforma A-B
2007
CUPIAGUA
2008
2009
GIBRALTAR
2010
2011
LA CRECIENTE
2012
2013
2014
ARIANA-NELSON
2015
OTROS
Cifras en unidades de energía GBTUD: Giga (10E9)de BTU (unidades térmicas británicas)
Con el desarrollo de la oferta, se ha promovido el
crecimiento de la demanda
1200
Tasa de Crecimiento Demanda
Nacional promedio anual del
5,6% (últimos 10 años)
1000
GBTUD
1093
1062
1061
1035
1153
907
800
600
1214
598
659
721
% participación
en demanda
2015
761
400
200
1065
38
3%
327
31%
132
12%
250
24%
21
90
2%
8%
208
20%
0
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
REGULADO
NO REGULADO
EXPORTACION
23 Fuente Ecopetrol: Gerencia de Gas
GNV
CONSUMOS ECOPETROL
TOTAL
PETROQUÍMICO
TÉRMICO
Cifras en unidades de energía GBTUD: Giga (10E9)de BTU (unidades térmicas británicas)
Materializar los proyectos de nueva oferta que permitirán
desplazar el déficit
Chuchupa A
Chuchupa B
PLANTA REGASIFICACION
Finales 2016
400 MPCD
RIOHACHA
Ballena
Dibulla
SANTA MARTA
Venezuela
Maicao
CONTRATO IMPORTACION
VENEZUELA
39 MPCD (alcanza 150
MPCD a partir del 4to año)
BARRANQUILLA
CARTAGENA
Regas
El Difícil
CANACOL
100 MPCD
I trimestre del 2018
Requieren
ampliación de
transporte
Guepajé Bonga
Coveñas
Mamey
SINCELEJO
Jobo
MONTERIA
Ayacucho
Nelson,
Palmer
MEDELLIN
Sardinata
GIBRALTAR Fase II (2017)
8 MPCD
Gibraltar
B/Bermeja
Sebastopol
Opón
Vasconia
La Belleza
Mariquita
MANIZALES
Cusiana
PEREIRA
IBAGUE
BOGOTA
V/CENCIO
Apiay
Volcanera
CASANARE 2017
40 MPCD
Pendiente aprobación de
proyectos
Dina
Yaguará
CALI
Hobo
24
MPCD: Millones de Pies Cúbicos Día
Fuente: ECOPETROL- CANACOL
2000
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
Balance oferta / demanda Colombia
2018
2025
Corre
la
fecha
del
desabastecimiento en 7 años.
ene.-16
nov.-16
sep.-17
jul.-18
may.-19
mar.-20
ene.-21
nov.-21
sep.-22
jul.-23
may.-24
mar.-25
ene.-26
nov.-26
sep.-27
jul.-28
may.-29
mar.-30
ene.-31
nov.-31
sep.-32
jul.-33
GBTUD
Colombia necesita desarrollar fuentes propias que
eliminen la dependencia de fuentes importadas.
OFERTA NACIONAL
PROY. EXPLO. ECOPETROL
PLANTA DE REGAS
25
GBTUD = Giga (10E9)de BTU (unidades térmicas británicas)
OFERTA EXPLORATORIA OTROS
IMPORTADO VENEZUELA
DEMANDA TOTAL
Fuente: Datos Ecopetrol - UPME
Actividad exploratoria realizada por Ecopetrol y sus socios
en la Costa Caribe
• Sísmica 2D: 90.000 Km
(60´s - 2016).
• Sísmica 3D: 25.000 Km2
(2003- 2016)
Orca 1
• Pozos A-3:
Aguas Someras: 36 pozos
Mapale
(50’s - 2012)
Aguas Profundas: 4
(2007-2015)
• 5 Descubrimientos de Gas
•
Chuchupa- Ballenas (1973)
Santa Ana (1979)
Cartagena – Mapalé (1981-2012)
Orca-1 (2014)
Kronos -1 (2015)
Fuente Ecopetrol: VEX
Kronos-1
Santa Ana
2014-2015 dos hallazgos en gas de gran importancia: ORCA y
KRONOS
COL 6
COL 7
Cuenca: ~ 180,000 Km²
40 Pozos exploratorios
GUA OFF 1
COL 1
Activos Ecopetrol:
13 bloques (55,797 Km²)
Orca-1
GUA OFF 3
TAYRONA
RC-12
RC-12
COL 2
GUA OFF 2
Potencial:
25 - 87 TCF (ANH 2009)
RC-10
RC-11
Almeja 1
RC-9
TAYRONA
COL 3
SHELL
COL 4
Barranquilla 1
ANADARKO
RC-5
Mapale-1
SIN OFF 7
SHELL
Calasu 1
ONGC
COL 5
ECOPETROL
Kronos-1
LIBRE
Fuente Ecopetrol: VEX
ONGC  Oil and Natural Gas Corporation limited
PURPLE ANGEL
REPSOL
Cartagena
FUERTE
NORTE
FUERTE
SUR
Barranquilla
Santa Marta
ChuchupaBallena
Santa Ana
RC-12
2014- Orca primer descubrimiento en aguas profundas en
el Offshore Caribe
• Ubicación: a 40 km costa afuera
en el Bloque Tayrona, Cuenca
Guajira.
• Profundidad: 674 m de tabla de
agua
• Socios:
• Operador Petrobras 40%,
• Ecopetrol 30%
• Repsol 20%
• Statoil 10%.
• Estado Actual: en reproceso de
la
información
sísmica,
actualización
del
modelo
geológico y preparación del
pozo delimitador Orca-2 para
2017.
Fuente Ecopetrol: VEX
Orca 1
Fuente: ANH “ La confirmación”.
TAYRONA
TAYRONA
Chuchupa
2015- Kronos primer descubrimiento de aguas ultra
profundas en Colombia
• Ubicación: a 53 km costa afuera en el Bloque Fuerte Sur.
• Profundidad: 1584 m de tabla de agua
• Socios: Socio operador Anadarko 50%, Ecopetrol 50%.
• Estado Actual: el consorcio adelanta la preparación del pozo
delimitador Kronos-2 para el segundo semestre de 2016.
FUERTE
NORTE
FUERTE
SUR
Kronos 1
Nota de Julio de 2015. tomada de http://www.offshoreenergytoday.com/anadarkoin-kronos-discovery-offshore-colombia/
Para el 2016-2017, se realizaran otras perforaciones en el
Offshore Caribe
Orca 1
Orca 2
Actividad 2016  Pozo delimitador Kronos-2
Actividad 2017  Pozo delimitador Orca-2 y
pozos exploratorios Molusco (operado ECP) y
Siluro (operado Repsol)
Kronos 1
Kronos-2
Fuente Ecopetrol: VEX
Siluro
Molusco
Para impulsar el “gas offshore” es necesario que se den las
señales en políticas energéticas y regulatorias
Ajustes contractuales y reglamento técnico Offshore (Tiempos mas
amplios, garantías, compromisos, devoluciones de áreas).
Incentivos Fiscales (regalías, cláusulas de precios altos, Zona Franca,
Factor X).
Regulación ambiental y social, coordinación entre autoridades (ANLA,
DIMAR, ANH, Mindefensa, Mintrabajo, Sena).
Asuntos técnicos y operacionales. Capacitación de entes regulatorios.
Estabilidad regulatoria sobre producción de gas (viabilidad de
exportación, consumo local, precios, proyectos LNG).
Facilitación de Industria de Servicios Offshore (Permisos, Zona Franca).
A precios actuales, Colombia podría importar gas a
~U$8,5/MMBTU
HH: Henry Hub (referencia de precio de EEUU); NBP: National Balancing Point (referencia de precio de Reino Unido); MMBTU: Millones de BTU (unidades térmicas británicas)
Nota: Henry Hub de U$3-4/MMBTU (proyecciones NYMEX, Societe Generale, Santander, Itau BBA); Considera U$1/MMBTU de pipe; Considera impuesto ad valorem a derechos de aduana de 5%
Fuente: NYMEX, Bloomberg, Trinidad and Tobago Central Bank, UPME, ALADI, Análisis Bain
Fuente: Tercero
A futuro los precios nacionales se acercarán a los precios
internacionales
10
USD/MMBTU
USD/MBTU
8
7,4
7,8
8,2
8,0
7,9
2019
2020
2021
7,8
8,0
8,1
8,2
8,3
8,3
8,4
8,4
8,4
8,4
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
6
4
2
2017
2018
Henry Hub
33
Transporte USA
Licuefacción
Shipping GOM-CAR
Regasificación
Transporte USA, es el costo estimado de transporte por gasoducto desde el campo de producción en hasta la
planta de licuefacción en EE.UU.
Shipping GOM-CAR, es el costo estimado del transporte marítimo desde el Golfo de México hasta Cartagena.
Valores de precios constantes @ 2016.
Fuente Estimativo Ecopetrol S.A.-Derechos reservados
AGENDA
AGENDA
2015: Eficiencia y generación de valor
2
2016: Transición hacia el crecimiento
3
El gas en el presente y futuro de Ecopetrol
4
Conclusiones
Agenda
1
Conclusiones
El gas natural aporta en un 25% a la matriz energética colombiana.
2015: Ecopetrol y sus socios descubren gas offshore en el Caribe
Colombiano, mejorando las perspectiva de abastecimiento en el mediano
plazo.
2016: Ecopetrol y sus socios trabajaran en la delimitación, opciones de
desarrollo de los descubrimientos Kronos y Orca. Además, continuará
incorporando nuevas fuentes que soporten la autosuficiencia.
2017: Ecopetrol y sus socios planean perforar Orca -2, Siluro y Molusco
Fin de proyectos clave de transporte y refinación.
35
Para uso restringido en Ecopetrol S.A. Todos los derechos reservados. Ninguna parte de esta presentación puede ser
reproducida o utilizada en ninguna forma o por ningún medio sin permiso explícito de Ecopetrol S.A.