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XXVIII Conferencia Energética Colombiana

ENERCOL 2011

Perspectiva de la evolución del modelo de

infraestructura de transporte por oleoductos

Julio César Vera Díaz

Director de Hidrocarburos

Bogotá, 8 de septiembre de 2011

Contenido

• Objetivos estratégicos Sector Minas y Energía 2011 -

2014

• Regulación oleoductos

• Principales proyectos de expansión

• Retos futuros

• Comentarios finales

1. Garantizar el abastecimiento de hidrocarburos y energía eléctrica

2. Crear una institucionalidad y mecanismos que garanticen una

minería responsable y competitiva

3. Ampliar el acceso de la población más vulnerable al servicio de

energía eléctrica y gas

4. Impulsar la integración energética regional

Objetivos estratégicos

Planeación Estratégica Sector Minas y

Energía

2011 - 2014

Objetivos y estrategias

1. Garantizar el abastecimiento

de hidrocarburos y energía

eléctrica

• Aumentar la exploración y producción de hidrocarburos

• Construir la Infraestructura necesaria para asegurar el

abastecimiento confiable de hidrocarburos y energía

eléctrica

• Fortalecer y desarrollar el Marco Regulatorio que garantice

la formación de precios competitivos y la expansión de la

infraestructura

4. Impulsar la integración

energética regional

• Fortalecer las importaciones lícitas de combustibles

venezolanos en zonas de frontera

Objetivos, indicadores y metas 2011 - 2014


1. Suscribir nuevos contratos de exploración y explotación petrolera

2. Perforar nuevos pozos exploratorios

3. Aumentar la producción promedio diaria de crudo a diciembre 31

de 2014

4. Aumentar la producción promedio diaria de gas natural a diciembre

31 de 2014

1.150 Kbpd

1. Aumentar la exploración y producción de hidrocarburos

830 Kbpd

1.100

Mpcd

197

340

Meta 2014 Línea base 2010 Resultado cuatrienio anterior

Kbpd: miles de barriles por día

Mpcd: millones de pies cúbicos diarios

205

570

1350 Mpcd



1. Contar con una solución de importación que permita mejorar la

confiabilidad en el abastecimiento de gas natural

2. Aumentar la capacidad de transporte por oleoductos

3. Aumentar la capacidad de transporte de gas natural

4. Aumentar la capacidad de refinación de combustibles en el país

1.450 Kbpd

1.375 Mpcd

2. Construir la infraestructura necesaria para asegurar el abastecimiento

confiable de hidrocarburos y energía eléctrica

1.100 Mpcd


Mpcd: millones de pies cúbicos diarios

700 Kbpd

Proyecto en construcción que

esté operando en 2015

Meta 2014 Línea base 2010

85 Kbpd



5. Aumentar la capacidad de almacenamiento estratégico de

combustibles líquidos (Gasolina y ACPM)

Continuación…

2. Construir la infraestructura necesaria para asegurar el abastecimiento

confiable de hidrocarburos y energía eléctrica

Mb: millones de barriles

2,4

Mb 1,4

Mb

Meta 2014 Línea base 2010

Colombia, un país con potencial

en hidrocarburos…

Fuente: ANH, Probadas, probables y posibles en evaluación. Datos a 31 de julio de 2011

2779

2574

5741 Probadas

Probables

Posibles

Total reservas y recursos de hidrocarburos (MBPE)

Total 11.094 MBPE

RETO: Alcanzar el Potencial

Caguán Putumayo9%

Los Cayos11%

Valle Inferior del Magdalena

3%

Cordillera Oriental

5%

Sinú - San Jacinto

4%

Vaupés Amazonía12%

Llanos Orientales34%

Valle Medio del Magdalena

3%

Otras19%

Potencial por descubrir en Colombia, YTF (MBPE)

Fuente: ANH, Nuevos aportes a la estimación del potencial de hidrocarburos en Colombia (2009).

Total 54.681 MBPE

Fuente: Ministerio de Minas y Energía – Agencia Nacional de Hidrocarburos

Aumentar la exploración y producción de

hidrocarburos…

Suscribir 205 nuevos contratos de exploración y explotación

petrolera, incluyendo hidrocarburos no convencionales

Colombia aspira adicionar

480 MBPE al año

Perforar 570 Nuevos pozos exploratorios A3

Fuente: Ministerio de Minas y Energía – Agencia Nacional de Hidrocarburos

* Cifras de pozos con los compromisos contractuales vigentes, la cual puede varias con la firma de nuevos contratos


hidrocarburos…

Alcanzar una producción promedio de 1.150 KBPD de crudo en el mes de diciembre de 2014

Fuente: Ministerio de Minas y Energía

La producción a Dic 31 de 2010 fue de 830 Kbpd

Pronóstico de Producción Fiscalizada de Crudo 2011 – 2014

(Miles de Barriles por Día – Kbpd)


hidrocarburos…

Alcanzar una producción promedio de 1.350 MPCD de gas en el mes de diciembre de 2014

Pronóstico de Producción Comercializada de Gas 2011 – 2014

(Millones de pies cúbicos por día – MPCPD)

Fuente: Ministerio de Minas y Energía


hidrocarburos…

Como estamos a julio 2011

Perforación de Pozos

Fuente: ANH, Ecopetrol S.A. y MME

ESTADO

(Pozos A3 y A2) REAL TOTAL

CONFIRMADOS

Perforados 82

142

En Perforación 12

Movilizando Equipo 2

Obras Civiles 3

Firmes 43

PENDIENTES

LA* en trámite 16

29

LA* por tramitar 1

Consulta 2

Taladro 0

Orden pùblico 2

En decisiòn de empresa 8

TOTAL PROGRAMA 171

* L.A. (Licencia Ambiental)

Como estamos a agosto 2011

Sísmica


14.690 Km 2D equiv.

Como estamos a agosto 2011

Producción de Crudo (Información Provisional)

1. Ecopetrol Directa (incluye Tello)

2. Ecopetrol Asociada

3. Contratos ANH

TOTAL

112 Kbpd


509 Kbpd

952 Kbpd

331 Kbpd


C:/Documents and Settings/cdbeltran/Configuración local/Temp/notesFFF692/notesC7A056/1_GANTIZAR_ABASTECIMIENTO_GAS_ENERGIA.pptx




Construir la infraestructura necesaria para

asegurar el abastecimiento confiable de

hidrocarburos

OCENSA

Marzo 2011: Capacidad de 460 a 560 Kbpd

Oleoducto Bicentenario de Colombia - OBC

(Araguaney–Coveñas)

Capacidad de 450 Kbpd (en construcción Fase 1)

Oleoducto de Colombia – ODC

Capacidad de 200 a 240 Kbpd.

Oleoducto Transandino – OTA

Capacidad de 50 a 90 Kbpd.

1

2

3

4

Contenido


2014



• Retos futuros


Regulación oleoductos

Objetivos

• Remunerar adecuadamente la inversión en oleoductos para

incentivar su expansión y la construcción de nueva capacidad

• Estimular la participación de otros agentes para la prestación del

servicio de transporte

• Establecer procedimientos claros a remitentes y transportadores

para la prestación del servicio, y facilitar el acceso de terceros a los

oleoductos

• Beneficiar el país de potenciales externalidades positivas como el

incremento de la producción de crudo, el uso del modo de

transporte más eficiente, generación de ingresos para la

Nación y de regalías para las regiones, etc.


Fundamentos regulatorios

• Primero – Flujo de información a los agentes (Resolución MME 18

1258 de 2010)

• Segundo – Regulación técnica complementaria (Resolución MME

18 1258 de 2010)

• Tercero – Proceso de nominación (Resolución MME 18 1258 de

2010)

• Cuarto – Régimen y metodología de tarifas (Resolución MME

124386 de 2010)



• Primero – Flujo de información a los agentes

Obligación de los transportadores de publicar información pertinente

para los remitentes y el acceso de terceros a los oleoductos

Requerimientos mínimos de información a publicar en el Boletín de

Transporte por Oleoducto, BTO, en la Web. Se destaca énfasis en:

1. Información sobre tarifas,

2. Capacidad disponible y,

3. Manual del transportador, donde deben ser claras las

condiciones de acceso



• Segundo – Regulación técnica complementaria

reglas para el acceso de terceros,

procedimientos para conexiones de terceros,

reglas para ampliaciones de capacidad,

mecanismos de atención de reclamos de remitentes,

coordinación operaciones y atención emergencias

Manual del Transportador BTO Proceso modificación Manual



• Segundo – Regulación técnica complementaria

Determinación y balances de cantidad y calidad de los crudos,

1. determinaciones de cantidad y calidad,

2. aceptación de los crudos,

3. compensación por calidad,

4. balances volumétricos,

5. cálculo de pérdidas en el transporte,

6. balances de los remitentes (volumen transportado),

7. lleno de línea



• Tercero – Proceso de nominación

Elemento clave de la propuesta regulatoria:

Genera mecanismos para que los transportadores declaren la

capacidad disponible para terceros en los oleoductos, y

Abrir espacios para que los terceros soliciten el transporte de sus

crudos



• Cuarto – Régimen y metodología de tarifas

• Libertad total de precios

• Libertad vigilada

• Libertad regulada

• Control de precios



• Cuarto – Régimen y metodología de tarifas

TARIFA

ACUERDO ENTRE

AGENTES

MEDIACIÓN DEL

MME

DETERMINACIÓN

POR EL MME

INSTANCIA DE

PERITOS

NO NO

SI SI SI

NO

SI


Fórmula tarifaria

Reconoce los gastos de sostenimiento, administración, explotación, las

inversiones, los impuestos y una utilidad equitativa (arts. 56 y 57 CP).

Se proyectan parámetros por dos períodos tarifarios (8 años).

T = ((Y + C + A) / Q) + CV

Y - Inversión:

• Inversión inicial (ésta puede ser determinada para el primer periodo

tarifario y debe ser debidamente justificada), o en su defecto, aquella

que no haya sido recuperada

• Inversión programada que va a entrar en operación,


Fórmula tarifaria

T = ((Y + C + A) / Q) + CV

Y - Inversión:

• Se entiende Inversión como el monto representado en un activo o

parte de este, produciendo uno o varios de los siguientes efectos:

aumento de la capacidad nominal del oleoducto,

mejoramiento de su confiabilidad o,

incremento de su vida útil


Fórmula tarifaria

T = ((Y + C + A) / Q) + CV

C - Costos de AOM :

• Ingreso anual para cubrir el flujo de costos anuales fijos de AOM

A - Factor de ajuste:

• Se estableció un ajuste cuando las diferencias en montos de inversión o las

diferencias en volúmenes transportados son mayores al 10% con respecto a

los valores proyectados

Q - Volumen:

• Volumen anual equivalente al flujo proyectado de volúmenes anuales a

transportar

CV - Costo Variable

• Valor en que se incrementa el costo por transportar un barril adicional


Fórmula tarifaria

T = ((Y + C + A) / Q) + CV

U - Tasa Descuento:

Se estableció una transitoriedad con el objetivo de alcanzar el WACC

calculado:

• WACC: 8,43% en dólares después de impuestos, calculado con

endeudamiento del 40%

• Primer periodo tarifario: 10,22 % correspondiente al promedio

entre 8,43 y 12%

• Segundo periodo tarifario: 9,39% , calculado con endeudamiento

del 20%


Fórmula tarifaria

T = (Y / min{Q, 0,85 ● QMAX}) + ((C + A) / Q) + CV

Para efectos de incentivar la construcción de nuevos oleoductos y a la

ampliación de la capacidad de oleoductos existentes se definen tres

tipos de trayectos:

• Trayecto ampliado, el que a partir de la entrada en vigencia de la

Resolución tarifaria ha tenido ampliaciones de su capacidad de

diseño en al menos 15%.

• Trayecto nuevo, construido después de la entrada en vigencia de

la Resolución tarifaria

Contenido


2014



• Retos futuros


Oleoducto Bicentenario

• Sistema independiente Araguaney /

Coveñas.

• Longitud: 923 km

•Oleoducto uso privado: Acuerdos

de inversión con empresas

productoras de petróleo

• Dos calidades de crudo: mezcla

llanos 24.5º API y pesado 18º API

• Infraestructura para exportación en

Coveñas.

• Expansión a 600 Kbpd

•Metodología de construcción por

etapas.

•Mecanismos de venta de

participación y cesión de capacidad

• Construcción por Fases.

Actualmente, se adelantan las

Fases 0 y 1 – 120 Kbpd

Oleoducto Caño Limon Coveñas

v


• Proyecto: Oleoducto Casanare - Coveñas

Capacidad de 450 Kbpd

Inversión US $4.200 Millones (Presupuesto corresponde a fase de

ingeniería conceptual. + 40% / - 20%)

Oleoducto de uso privado

Puede transportar crudo mezcla llanos 24.5º API y pesado 18º API

• Se invitaron 43 compañías productoras y 17 exploradoras a reuniones

informativas sobre el alcance del proyecto,

• En junio de 2010, 12 compañías expresaron su interés en participar en

el proyecto, adicionales a Ecopetrol


• Se creó la Sociedad Oleoducto Bicentenario de Colombia S.A.S., y la

suscripción de acciones socios se cerró en Octubre de 2010

• Empresas socias del OBC: Ecopetrol, Pacific Rubiales, Hocol,

Petrominerales, Rancho Hermoso, C&C Energy, Vetra, Canacol

• Desarrollo del Proyecto en Fases entre 2011 y 2014. Actualmente, se

adelantan las Fases 0 y 1 de 120 Kbpd y consiste en:

Construcción oleoducto tramo Araguaney – Banadía

Construcción estación Araguaney

Ampliación estación Banadía

Ampliación Terminal Coveñas

• El inicio del proyecto se postergó seis meses por trámite de

licencia ambiental

Ronda de Capacidad en Firme

Fase I

Fase II


• Objetivos:

Ofrecer capacidad en firme en los proyectos de Ecopetrol que

conectan con Ocensa y OBC

Ofrecer capacidad en firme a los productores del Magdalena

Medio y Putumayo para la evacuación de crudos hacia Coveñas

y Tumaco respectivamente

• Se está desarrollando en dos Fases de la siguiente forma:

Fase I: Lanzamiento Abril 12 de 2011,

Proyectos: Oleoducto Transandino, Vasconia – Coveñas ,

Monterrey – Araguaney

Fase II: Lanzamiento: Septiembre 2011,

Proyectos: Oleoducto San Fernando – Cusiana, Cusiana –

Araguaney, Monterrey – Araguaney, Descarg. Monterrey


• Contratos de compromiso de transporte en firme (Ship or Pay ,

Contrato con pago inicial)

• Una vez analizadas las solicitudes presentadas en la Fase I,

Ecopetrol procedió a firmar los compromisos respectivos, que se

presentan en la próxima diapositiva

• Los proyectos van a ser construidos en plazo de 18 meses después

de otorgada la licencia ambiental. Para el proyecto Monterrey –

Araguaney, se van a analizar alternativas contractuales para facilitar

el acceso de terceros


SISTEMA

CAPACIDAD

OFRECIDA

(BLS)

CAPACIDAD

SOLICITADA

(BLS)

COMPROMISOS

FIRMADOS

OTA 40.000 9.000 9.000

Vasconia -

Galán –

Coveñas

50.000 15.500 15.500

Monterrey –

Araguaney 32.000

35.000 0

15.000 0

Contenido


2014



• Retos futuros


OCENSA – Open Season

Estación E1

Km 64+650

1,263 msl

Estación V1

Km 424+330

452 msl

Estación C1

Km 677+130

89 msl

• Inversiones (Ingeniería Conceptual

+/- 40%) : US$ 988 Millones*

Modificaciones en las cinco

estaciones actuales

Construcción de tres estaciones

nuevas

Construcción de un tanque de

almacenamiento

• Capacidad adicional: 100 Kbpd

• Capacidad total :

660 KBPD Segmento II

435 KBPD Segmento III

• Tiempo de Construcción : 2 años

una vez obtenido el licenciamiento

ambiental

PROYECTO: EXPANSION OCENSA 660/434 Capacidad de 660 Kbpd para diciembre de 2012 Inversión US $1000 Millones*

Cusiana Cupiagua

El Porvenir

Caucasia

Vasconia

La Belleza

Miraflores

Coveñas


• La empresa realizó un proceso público de Open Season, con el

propósito de obtener del mercado compromisos financieros y de

entrega de volúmenes de petróleo en condiciones de:

Firmeza en volúmenes y tarifas

Uniformidad e igualdad

• Es un proceso público, plural y uniforme, utilizado en Norte América

para construcción, modificación y ampliación de ductos

• La Resolución MME 124663 estableció las condiciones para llevar a

cabo este tipo de procesos,


• Ocensa ofreció dos tipos de contratos:

Con compromiso de volumen (Ship or Pay): con volúmenes de

10 mb a 10 años, 15 mb a 15 años. Volumen mínimo: 80 kbpd

Con pago por reserva de capacidad: con volúmenes de 10 mb a

10 años. Volumen mínimo: 20 kbpd

• Durante el desarrollo del Open Season, 22 compañías manifestaron

su interés,

• Una vez finalizado los plazos establecidos para este proceso, en

junio de 2011, solamente dos empresas presentaron ofertas

(Pacific Rubiales y New Granada Energy Corp - grupo Sinopec)

• No se alcanzó el volumen mínimo requerido de 80.000 bpd.

Ocensa está identificando alternativas para la ejecución de

este proyecto de expansión de 100 kbpd

Oleoducto al Pacifico

• A través del Equipo Técnico de PDVSA y Ecopetrol, se desarrollaron

estudios de visualización y conceptualización en el año 2005

• Luego, Ecopetrol desarrolló Estudio Conceptual. Consideraciones:

Aprovechar derechos de vía ya intervenidos por otros sistema de

transporte de hidrocarburos,

Aprovechar activos o facilidades existentes sobre los mismos

derechos de vías,

Capacidad de Evacuación de 600 KBPD, crudo Pesado (18 °API

• Posteriormente, Ecopetrol con el Centro Latinoamericano de Energía

(CCLAEN) identificó 6 rutas, realizando un análisis técnico- económico

de las mismas

Oleoducto al Pacifico

• Adicionalmente, existen otras iniciativas para la construcción de este

proyecto

La firma canadiense Enbridge está realizando estudios

El gobierno de Corea ha manifestado su interés en desarrollar un

estudio de viabilidad sobre este oleoducto y los dos Gobiernos

firmarán MOU que facilite dicha labor

• Este proyecto es importante para que el país incremente su capacidad

de exportación de crudos de la cuencas de los Llanos y Orinoquía al

mercado asiático, especialmente a los mercados de China, Japón y

Corea

• Es deseable que este proyecto involucre la participación de varios

inversionistas, incluyendo empresas especializadas en la actividad de

transporte y empresas con capacidad financiera, tal forma que

este oleoducto sea de uso público

Contenido


2014



• Retos futuros


Comentarios finales

• El país necesita que la infraestructura existente de oleoductos se

mantenga operativa, y que en algunos casos, ésta pueda ser

expandida. En este sentido, la regulación establecida por el MME para

los oleoductos asegura:

Reglas claras de operación para los remitentes y transportadores

Reconocimiento tarifario de costos de inversión, AOM y de una

rentabilidad razonable (todo activo tiene un valor)

• Se estima que cerca de 150.000 bpd son transportados por carretera,

a veces con recorridos de mas de 1.300 km. Este modo de transporte

es ineficiente, y conlleva a efectos negativos sobre la malla vial y a

riesgos sobre el medio ambiente

Comentarios finales

• Dados los incrementos recientes presentados en la producción

nacional de petróleo, y las importantes perspectivas de producción

de crudo pesado en la cuenca de los Llanos, se requiere la

ampliación en la capacidad de transporte por oleoductos

• No obstante, estos proyectos deben ser liderados y financiados por

empresas petroleras y/o por otras empresas con capacidad técnica

y/o financiera que estén interesadas en este tipo de inversiones.

La Nación no va a financiar este tipo de proyectos

Comentarios finales

• El país requiere la construcción y operación de proyectos como la

ampliación de Ocensa, la culminación de las fases siguientes del

OBC, y el oleoducto del Pacífico.

• Para alcanzar este objetivo, es necesario que las empresas

productoras y exploradoras realicen compromisos financieros y/o de

entrega de volúmenes de crudo, mediante los cuales se viabilicen

estos proyectos

• La entrada de agentes no tradicionales puede facilitar la ejecución

de nuevos oleoductos. Por ejemplo, empresas con capacidad

financiera facilitarían el cierre de los proyectos, y posteriormente

estas podrían vender los derechos adquiridos de transporte a los

productores

Comentarios finales

• Además, son bienvenidas iniciativas de empresas especializadas

en el transporte de crudo y de otros inversionistas interesados en

esta actividad, de tal forma que en Colombia se tengan mas

oleoductos de uso público, gestionados por empresas sin intereses

en la producción de crudo

• Por parte del Gobierno Nacional, se requiere agilizar los trámites

requeridos para el licenciamiento ambiental de los proyectos

petroleros en general. En ese sentido, se tienen estas iniciativas:

Creación de la Unidad Administrativa Especial en el Ministerio

de Ambiente, para el licenciamiento ambienta

Creación de un Grupo especializado en el MME para apoyar la

gestión ambiental y social de los proyectos sectoriales

Comentarios finales

• En cumplimiento de lo señalado en el Plan Nacional de Desarrollo,

se viene estructurando el diseño y puesta en operación del SIG

TRANSPORTE, el cual consolidará toda la información del sector

oleoductos y poliductos y el fortalecimiento regulatorio del MME en

el tema de oleoductos.

• El sector de hidrocarburos seguirá siendo un componente

fundamental para el desarrollo económico Colombiano. Las

inversiones que se prevén durante los próximos cuatro años

ayudarán a asegurar recursos para las regiones, crearán

nuevos empleos y riqueza para los colombianos

Gracias

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