Oportunidades y Retos de las actividades de

Exploración y Producción de Hidrocarburos costa

afuera en Colombia y México

Leopoldo Olavarría

Socio, Bogotá

Líder del Área de Energía para América Latina

Environment

Temas a tratar

• Visión Panorámica

• Estado del Arte (Colombia y México)

• Oportunidades Costa Afuera (Colombia y México)

• Aspectos Regulatorios (Colombia y México)

• Desafíos (Dificultades u obstáculos para cumplir los Retos)

• Perspectivas:

Lecciones que pueden extraerse que se vierten en algunas sugerencias

2

Visión Panorámica (2003-2015)

• EE.UU atrae 40% inversión petrolera mundial.

• Colombia y México deben competir con 100 países por 60% de la inversiónrestante

• Nuevas tecnologías más intensivas en capital y con perfil de riesgo distinto

• Niveles distintos de desarrollo de actividades de E&P costa afuera en México yColombia. El offshore mexicano es una realidad.

• Procesos competitivos en áreas offshore en corto y mediano plazo

• Impacto del nuevo entorno de precios

3

Comparación Regional

4

• Producción de crudo diaria (miles de barriles)

• Producción de gas natural diaria (billón de pies cubicos)

1976 2004 2013

Brazil 173 1537 2114

Colombia 153 578 1004

Mexico 894 3830 2875

1976 2004 2013

Brazil - 1.1 2.1

Colombia 0.2 0.6 1.2

Mexico 1.3 4.2 5.5

Reformas energéticas y producción comparada

5

Fuente: Pemex

Temas a tratar

• Visión Panorámica

• Estado del Arte

• Oportunidades Costa Afuera

• Aspectos Regulatorios

• Desafíos (Dificultades u obstáculos para cumplir los Retos)

• Perspectivas:

Lecciones que pueden extraerse que se vierten en algunas sugerencias

11

Estado del Arte: Colombia costa afuera

• 23 Contratos Vigentes (incluyendo Ronda Colombia 2014):

- Costa Caribe: 21 Contratos (8 TEAs y 13 E&Ps)

- Costa Pacifica: 2 Contratos (1 TEA y 1 E&P)

- Compromiso de inversiones es de USD 1.600 millones (aprox.)

• Ronda 2014: 5 bloques adjudicados

- Compromisos de inversión US$ 541 millones (aprox.)

- USD $ 212 millones en inversiones adicionales

• UNAL (2012) - Potencial de recursos costa afuera

- x6 incremento reservas crudo

- x3 incremento reservas gas

7

Resultados Ronda 2014

• Gran interés por offshore (adjudicadas 5 áreas)

• Entrada de Statoil, # 25 del ranking “The Energy Intelligence Top 100”

• Regreso de ExxonMobil, # 3 de ese ranking

• Anadarko propuso:

• Plan de exploración: 20.000 Km2 sísmica 3D

• Según ANH:

Equivale prácticamente a toda la sísmica en Colombia en un año.

Programa de sísmica más grande emprendido por una solacompañía en offshore en el mundo.

8

Costa Caribe

9Fuente: ANH

10

Gestión del Conocimiento para nuevas oportunidades

Fuente: ANH

Estado del Arte: México

• Se perdieron oportunidades: Ej.: en 2012 en EEUU se perforaron 137pozos vs. 6 en México)

• México cuenta con 54.6 BOE (aprox.) de recursos prospectivosconvencionales - 49% aguas profundas. Total 30 BOE aguas profundas

• Adquisición de sísmica 3D:124,790 km2 (6 vecescompromiso Anadarko enColombia)

• Pozos perforados: 25, 14iables. Éxito comercial: 54%

• Enfoque en Perdido(petróleo) y Holok (gasnatural no asociado)

11 Fuente: PEMEX

• Producción alcanzó tope histórico en 2004

• Último gran descubrimiento (Cantarell) fue en 1974

• Descenso en la producción en Cantarell (2MM BPD -600,000 BPD)

• Campos han madurado - Descenso de 23% desde 1999 a 2012

• PEMEX ha perdido USD 30.000 millones desde 2008

• Se requieren USD 830.000 millones en inversiones para desarrollar los recursos prospectivos

• PEMEX requiere socios inversionistas y con capacidades técnica y operacional

Antecedentes de la apertura petrolera mexicana

12

• Inversión privada en todos los segmentos de la cadena

• PEMEX será un competidor más (de clase mundial)

• Reforma diseñada para atraer compañías deseadas (IOCs)

• 4 instrumentos contractuales

• México retiene propiedad de recursos del subsuelo, pero contratistas podrán “contabilizar reservas”

• Comisión Nacional de Hidrocarburos asume rol regulatorio

• Creados Fondo del Petróleo y ANSIPA

Reforma energética mexicana (Dic 2013)

13

“Mexico expects to double the amount of investment in oil and gas projects to $60 billion per year by 2018 as private companies rush into the previously state-run energy industry...”

http://uk.reuters.com/article/2014/08/13/mexico-energy-idUKL2N0QJ01820140813

“Now that the reform has officially been approved, Mexico is expected to be the most attractive oil and gas market in the world as it has an estimated 10.26 billion barrels of proven oil reserves and has the world’s sixth-largest shale gas reserves, with an estimated 545 tcf of technically recoverable shale resources”.

http://www.oilgaspost.com/2014/08/07/approved-mexico-historic-energy-reform-opens-sector-private-investors/

¿Por qué la apertura energética es algo grande?

14

Reforma energética - México

• Reformas legislativas para implementar la reforma constitucional (Legislación Secundaria)

• Ley de Hidrocarburos

• Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos

• Nueva Ley de PEMEX

• Ley del Fondo Mexicano del Petróleo

• Ley de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y Protección al Medio Ambiente del Sector de Hidrocarburos

15

Tipos de Contratos de E&E

LicenciaProducción

CompartidaGanancias

CompartidasContratos

de Servicios

16

Tipos de Contratos E&E

Tipos de Contratos

LicenciaProducción Compartida

Utilidad compartida

• La Ley de Hidrocarburos permite a SENER, con la opinión favorable deHACIENDA y CNH, elegir la modalidad de contrato que mejor seadapte a las características de cada proyecto

• Los contratos de E&E y los términos fiscales serán diseñadossiguiendo la práctica internacional y las características de cada área (“ala medida”)

17

Pago en especie Pago en efectivo

Contratos de Producción Compartida

** % es una variable de oferta para adjudicar el Contrato y está sujeto al "Mecanismo de

Ajuste,” que permite al Estado capturar rentabilidad extraordinaria

El “Mecanismo de Ajuste” es una fórmula establecida por HACIENDA en cada contrato.

Incrementa el % de Utilidad Operativa que corresponde al Estado tomando en cuenta la

rentabilidad del Contratista en cada mes.

Contraprestaciones a favor del

Estado

-Cuota contractual para Fase

Exploratoria (en efectivo)

- Regalías (Art. 24 LH) (en

especie)

- % de la Utilidad Operativa (**)

- Impuesto por actividades de E&E

(en efectivo)

Contraprestaciones a favor del

Contratista

-Recuperación de costos (sujeto

a límite) (en especie)

- Costos no recuperados pueden

trasladarse (carry forward)

- El remanente de la Utilidad

Operativa (en especie)

18

Estudio de Benchmarking Regional - Percepción del Sector Petrolero

19

Fuente: Estudio de Percepción - ANH - Arthur D Little (2014)

Temas a tratar

• Visión Panorámica

• Estado del Arte

• Oportunidades Costa Afuera

• Aspectos Regulatorios

• Desafíos (Dificultades u obstáculos para cumplir los Retos)

• Perspectivas:

Lecciones que pueden extraerse que se vierten en algunas sugerencias

21

Oportunidades Colombia: Áreas Prospectivas

• 26 áreas prospectivas por asignar

• Área total 14.447.493 Ha

• Tendencia a aumentar exploración en Costa Pacífico

• Próximas Rondas por anunciarse. Procesos especiales de selección

21Fuente: ANH

Proyecciones Costa Afuera

• Asumiendo 10 descubrimientos exitosos durante los próximos 10 años

22

Histórico

EOR

10 Casos de éxito

Pronóstico base

Descubrimientos áreas continentales

Fuente: ANH – Nicolás Méjía

• Art. 1° Ley 1004 de 2005 - Para efectos aduaneros(importaciones/exportaciones de bienes corporales muebles) sonconsideradas por fuera del territorio nacional.

• Ficción aduanera es sólo para efectos de IVA y aranceles.

• Servicios prestados en zonas francas generan IVA (Artículo 420Estatuto Tributario – importación genera IVA).

• Art. 240-1 Estatuto Tributario. Tarifa preferencial de impuestode renta: 15% frente a un 25% para el resto de empresas.

Beneficios tributarios – Zonas Francas

23

• Impuesto para la equidad CREE: usuarios ubicados en zonas francasque al 31 de diciembre de 2012 ya estuvieran ubicados en zonasfrancas y que ya hubieren radicado la solicitud ante el comitéintersectorial de zonas francas para operar allí, no están gravados conCREE ni con su sobretasa. (Parágrafo 3, artículo 20 Ley 1607 de 2012,artículo 21 Ley 1739 de 2014 y Oficio Aduanero 727 de 2014).

• Usuarios ubicados en zonas francas nuevas (constituidas o solicitadasdespués del 31 de diciembre de 2012) sí están gravados con CREE(9%) y su sobretasa (5% 2015, 6% 2016, 8% 2017 y 9% 2018).

– La sobretasa del CREE no aplica si la zona franca es costa afuera.

Beneficios tributarios – Zonas Francas (cont.)

24

Zonas Francas Costa Afuera

• Solicitud – Operador Contrato ANH

• Plazo y vigencia – ajustados al contrato con ANH

• Área - Debe corresponder al área asignada en el contratosuscrito con la ANH (ajustes del área)

25

Oportunidades México

26

Fuente: SENER

CuencaProducción

Acumulada

Reservas Recursos Prospectivos

1P

90%

2P

50%

3P

10PConvencional

No Convencional y

Aguas Profundas

Sureste 44.5 11.8 17.4 24.4 15.8

Tampico

Misantilla7.1 1.1 6.6 16.7 2.3 34.8

Burgos 2.3 0.3 0.5 0.8 3.2 15.0

Veracruz 0.7 0.1 0.2 0.3 1.4 0.6

Sabinas 0.1 0.0 0.0 0.1 0.4 9.8

Aguas

Profundas0.0 0.0 0.1 0.4 2.0 27.8

Yucatan 1.7

Total 54.7 13.4 24.8 42.2 24.8 88.0

Oportunidades para PEMEX: Ronda 0

• PEMEX solicitó y recibió (bajo esquema de Asignaciones):

- 20.589 MM BOE de reservas (2P) probadas y probables

- 83% de las reservas 2P. 100% de lo solicitado

- Equivale a 15.5 años de producción al ritmo actual (2.5 MM BPD)

- 22.126 MM BOE de reservas prospectivas

- 21% de los recursos prospectivos

- 67% de lo solicitado

- Estimado equivale a 5 años de producción

• PEMEX podrá producir 2.5 MM BPD por 20.5 años.

• Recursos asignados la ubicaron entre las 10 primeras empresas del

mundo en términos de reservas probadas

• PEMEX podrá migrar Asignaciones a esquema de contratos de E&E

- Al migrar accede a un nuevo y régimen fiscal favorable

- Podrá compartir oportunidades y riesgos

27

Ronda 0: Resultados

28

Fuente: SENER

Oportunidades para compañías extranjeras

Contratos E&E

• Competirán por Contratos E&E a través de procesos competitivos adelantados por CNH

• Pueden formar consorcios o asociaciones (incluyendo con PEMEX, pero Bases de licitaciones pueden establecer restricciones)

• Pueden presentar propuestas individualmente o con otras compañías internacionales

• Términos fiscales fijados por Hacienda para cada proceso

Contratos de servicio

• PEMEX

• Otras Empresas Productivas del Estado

29

Ronda 1: Aspectos generales

• Ronda 1 será la primera de múltiples rondas periódicas

• Oportunidades por áreas no adjudicadas a PEMEX en Ronda 0

• Se usará contrato de E&E de producción compartida

• Adjudicación de 169 bloques (109 exploración – 60 explotación).

• La inversión total estimada para Ronda 1 y farm-outs es de 12.6mil millones de dólares al año, es decir, 50.5 mil millones dedólares durante el periodo 2015-2018

• Estimación hecha antes del actual entorno de precios

• PEMEX podrá participar como competidor en procesos deselección

• Se permiten comentarios y sugerencias para flexibilizar Bases ymodelo de Contrato

30 Ronda 1: Aspectos Generales

Ronda 1: Mapa General

31

Fuente: SENER

Ronda 1: Aguas someras – primera convocatoria

• 15 enero – apertura cuarto de datos

• 31 marzo –precalificación

• 1 junio (hasta) – Ronda preguntas

• 15 julio – ofertas

• 17 julio – publicación

• 21 agosto – firma contratos

32

Fuente: SENER

Temas a tratar

• Visión Panorámica

• Estado del Arte

• Oportunidades Costa Afuera

• Aspectos Regulatorios

• Desafíos (Dificultades u obstáculos para cumplir los Retos)

• Perspectivas:

Lecciones que pueden extraerse que se vierten en algunas sugerencias

35

Capacidades Técnicas México vs. Colombia

34

Capacidad Técnica y Experiencia (2010-

2014)

3 proyectos de exploración y extracción; o

Inversiones de capital en proyectos

de E&E ≥ USD 1.000

Operador 1 proyecto Costa Afuera; o

socio en 2

CV personal. Directivos 10 años

de experiencia gerencial

Bases Licitación Aguas Someras

Capacidad Técnica

Reservas probadas propias

reportadas en EEFF ≥ 50 MBPE

Producción Mínima Operada de 20K

BPED alcanzada en cualquier ,momento durante los últimos

(3) años

Acuerdo 2 / 2014 – TdR Ronda 2014

Capacidades Financieras México vs. Colombia

35

Capacidad Financiera

≥ USD 200 MM solvencia /

respaldo por cada área

Se exceptúa de valoración: S&P BBB; Moody’sBaa; Fitch BBB

Capacidad Financiera

Activos totales ≥ 10.000 MUSD

Calificación crediticia de grado

de inversión: Standard & Poors;

Moody’s; FitchRatings

Capital contable ≥ USD 1.000 M;

Consorcio / Asociación: ≥ USD

600 MM; 1.000 MM entre 3 miembros;

Operador 1/3 participación

Bases Licitación Aguas Someras Acuerdo 2 / 2014 – TdR Ronda 2014

Temas a tratar

• Visión Panorámica

• Estado del Arte

• Oportunidades Costa Afuera

• Aspectos Regulatorios

• Desafíos (Dificultades u obstáculos para cumplir los Retos)

• Perspectivas:

Lecciones que pueden extraerse que se vierten en algunas sugerencias

44

Retos Colombia: ¿Cómo aumentar las reservas?

• Reservas de crudo han aumentado en 75% desde 2007 y al 31/12/13alcanzaron 2.445 MMB, pero la relación producción reservas es 6.6años.

• Se buscan grandes descubrimientos (como Caño Limón yCusiana/Cupiagua) que incrementen significativamente la relaciónproducción reservas.

• Volver a niveles de 2010 en actividad exploratoria, pero la tendencia esotra.

Según ACP, en 2013 hubo reducción de:

• 12% en número de pozos exploratorios perforados

• 10% en contratación de talados

• 52% de exploración sísmica en tierra firme

Impacto de entorno de precios en actividad exploratoria37

Colombia: tiempos promedio de licenciamiento ambiental

Fuente: ANLA

Decreto

2820

38

Colombia: Licencias Ambientales

39

Decreto 2820Decreto 2041

(Enero 2015)

Tiempo adjudicación 90 días

Modificación 60 días

Solicitud información Múltiples 1 sola vez

Audiencia privada N/A Aplica

Impacto estimado: reducción del tiempo requerido para obtener licencias

Plan Nacional de Desarrollo 2014-2018: “Todos por un Nuevo

País”

Modificación de mutuo acuerdo de los contratos con la ANH

• Plazos de los períodos de exploración y evaluación

• Plazos para presentar la declaración de comercialidad

• Traslado de inversiones de un área a otra área contratada por parte delmismo contratista

• Costa afuera: se podrán ajustar los términos de los contratos suscritosantes de la Ronda Colombia 2014 a los correspondientes a loscontratos suscritos con ocasión de dicha ronda

Consejo Directivo de ANH deberá determinar las bases para hacerefectivo lo antes dispuesto

No se podrán reducir los compromisos contractualmente pactados

40

Retos Colombia: Infraestructura para offshore

• ¿Cómo compara Colombia con México?

- Ausencia de infraestructura Offshore

- Relativa insuficiencia de capacidades en logística

41

Retos de México

• Transparencia y Anti corrupción

• Fortalecimiento institucional

• Transición hacia esquema abierto

• Interacción entre varias instituciones

• Escenario de precios (pero PSC funciona bien con precios <USD80/B)

• Flexibilización de términos técnicos y fiscales de los Contratos de E&E

¿Qué puede aprender México de la experiencia Colombiana?

• Estabilidad jurídica

• Éxito en atracción de inversiones

• Evitar excesivos retrasos en licencias ambientales

• Flexibilización de contratos de E&P y TEA (PND)

42

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