agencia nacional de hidrocarburos rendición de cuentas interna 2013 - 2014 diciembre 4 de 2014
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Agencia Nacional de Hidrocarburos
Rendición de Cuentas Interna 2013 - 2014
Diciembre 4 de 2014
2
AUDIENCIA DE RENDICIÓN DE CUENTAS 2014Hotel Tequendama - Salón Esmeralda Diciembre 11 de 2014
Orden del día
8:00 - 8:30 Registro asistentes al evento 8:30 - 8:35 Himno Nacional de la República de Colombia 8:35 - 8:40 Presentación Reglamento de la Rendición de Cuentas 8:40 - 8:50 Presentación video institucional 8:50 - 9:10 Marco Estratégico, Logros y Retos
Dr. Javier Betancourt Valle- Presidente
9:10 - 9:40 Gestión del ConocimientoDr. Juan Fernando Martínez Jaramillo- Vicepresidente Técnico
9:40 - 10:00 Comunidades y Medio Ambiente
Dr. Carlos Matilla Mccormick-Vicepresidente de Contratos Dr. Boris Navarro- Asesor Presidencia ANH
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AUDIENCIA DE RENDICIÓN DE CUENTAS 2014Hotel Tequendama - Salón Esmeralda Diciembre 11 de 2014
Orden del día
10:00 - 10:15 Operaciones, Fiscalización y Regalías
Dra. Haydee Daisy Cerquera – Vicepresidenta de Operaciones 10:15 - 10:25 Gestión Contractual
Dr. Héctor Galindo Vanegas – Gerente de Asuntos Legales
10:25 - 10:35 Ejecución Presupuestal y Sistema Nacional de Servicio al Ciudadano Dr. Luis Alejandro Dávila Mojica – Vicepresidente Administrativo y Financiero
10:35- 11:35 Participación de las partes interesadas y la ciudadanía
11:35 - 12:00 Informe de Control Interno y ConclusionesDra. Mireya López – Jefe Asesora Control Interno
Marco estratégico, logros y retos
Gestión del Conocimiento
Promoción y Asignación de Áreas
Gestión de Contratos de Hidrocarburos, Comunidades y Medio Ambiente
Operaciones, Administración de Regalías y Derechos Económicos
Gestión contractual
Ejecución Presupuestal y Sistema Nacional de Servicio al Ciudadano
Informe de Control Interno
Participación de las partes interesadas y la ciudadanía
Contenido
4
5
La ANH es la autoridad encargada de promover el aprovechamiento óptimo y sostenible de los recursos hidrocarburíferos del país, administrándolos integralmente y armonizando los intereses de la sociedad, el Estado y las empresas del sector.
Seremos reconocidos como una entidad modelo en el mundo por:
• El conocimiento del potencial del subsuelo colombiano y el logro de su aprovechamiento;
• La eficiencia y transparencia en la administración de hidrocarburos y el trabajo conjunto con la industria y la comunidad; y
• El profesionalismo de nuestro equipo, el alto nivel tecnológico y la eficiencia y agilidad en procesos clave.
Misión
Visión
Marco Estratégico
6
Gestión del conocimiento
Promoción y Asignación de
Áreas
Administración de contratos
Fiscalización, Administración de regalías y Control de
operaciones
Comunidades y Medio
Ambiente
Visión y Estrategi
a
Cadena de valor
7
Inversión Extranjera Directa
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 20142° Trim
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
18,000
1,720
3,116
10,235
6,751
8,886
10,565
8,036
6,430
14,648 15,03916,199
8,452
278 4951,125
1,995
3,333 3,3492,637 3,080
4,7005,471 5,111
2,827
Total país
Sector Petrolero
Millones de USD
16% 16% 11% 30% 38% 32% 33% 48% 32% 32%36% 33%
Fuente: Banco de la República
8
Año TEA E&P Total
2005 28 31 59
2006 12 32 44
2007 10 44 54
2008 16 43 59
2009 6 58 64
2010 1 7 8
2011 9 67 76
2012 8 46 54
2013 - 2 2
2014 4 22 26
Total
94 352 446
TEA: Contrato de Evaluación TécnicaE&P: Contrato de Exploración y ProducciónAsoc: Contrato de Asociación - ECP Fuente: Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas
ANH
Suscripción de contratos de hidrocarburos
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 20140
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100TEA
E&P
No. contratos
9
Adquisición Sísmica
Fuente: Vicepresidencia de Contratos de Hidrocarburos ANH
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Nov
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
Onshore Offshore
km de sísmica 2D equivalente
25.96523.963
18.205
28.529
20.117
16.286
9.970
26.491
11.896
6.7673.470
35.038
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Nov
0
20
40
60
80
100
120
140
160
2821
35
56
70
99
75
112
126131
115
99
Número de pozos exploratorios
10
Perforación de pozos exploratorios
Fuente: Vicepresidencia de Contratos de Hidrocarburos ANH
11
Promedio anual de producción en miles de barriles de petróleo equivalente (Kbped)
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Nov
525 529 531 588671
785915 944 1,007 987*
114 119 128153
178
191
186203
201 195*
Crudo Gas
kbped
639 648 659741
849
976
1.1011.147
1.208 1.182
Fuente: Vicepresidencia de Operaciones, Regalías y Participaciones ANH
12
Reservas de crudo
Fuente: Vicepresidencia de Operaciones, Regalías y Participaciones ANH
13
Reservas de gas
Fuente: Vicepresidencia de Operaciones, Regalías y Participaciones ANH
14
Desafíos
• Incrementar el factor R/P
• Avanzar en el programa de regionalización
• Fortalecer las relaciones con las comunidades
• En asocio con las entidades competentes fortalecer los procesos de licenciamiento ambiental y coadyuvar en la sostenibilidad medioambiental de las operaciones
Marco estratégico, logros y retos
Gestión del Conocimiento
Promoción y Asignación de Áreas
Gestión de Contratos de Hidrocarburos, Comunidades y Medio Ambiente
Operaciones, Administración de Regalías y Derechos Económicos
Gestión contractual
Ejecución Presupuestal y Sistema Nacional de Servicio al Ciudadano
Informe de Control Interno
Participación de las partes interesadas y la ciudadanía
Contenido
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16
Compañías Petroleras
Cadena de Valor de la Industria del Petróleo
17
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 deincertidumbre (magnitud de los descubrimientos).
Ries
go
Nivel de Conocimiento
Exploración de Hidrocarburos
18
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 SubsueloMarco Conceptual
19
Estrategia de Inversión de Estudios RegionalesCadena de valor
20
• 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 TécnicaProyectos 2014
GESTION DE LA INFORMACION TECNICA
21
GESTION DE LA INFORMACION TECNICA
• Ampliar la Capacidad del Banco de Información Petrolera – $ 8.745 millones
Actualización y Modernización del EPIS
Data Room Virtual
SísmicaPozosInfraestructura
Geografía y social
Cintoteca
Litoteca
Gestión de la Información TécnicaProyectos 2014
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 ConocimientoProyectos 2014
22
23
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
REMOTO
S
METODOS DE
SUPERFICIE
METODOS DE VISUALIZACION
MUESTREO DE
SUBSUELO
Métodos Remotos
24
• Adquisición de Batimetría en el Pacifico Y Caribe -
• Adquisición y pre-procesamiento de información - aerogravimétrica y aeromagnetométrica Cuencas SSJ y VIM
• Aplicación de métodos remotos mediante la tecnología Satelital de búsqueda de aceite y gas
$ 17.939 millones
$3.886 millones
$19.872 millones
METODOS
REMOTO
S
METODOS DE
SUPERFICIE
METODOS DE VISUALIZACION
MUESTREO DE
SUBSUELO
Métodos RemotosProyectos 2014
25
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
REMOTO
S
METODOS DE
SUPERFICIE
METODOS DE VISUALIZACION
MUESTREO DE
SUBSUELO
Método de Visualización
26
• 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
METODOS
REMOTO
S
METODOS DE
SUPERFICIE
METODOS DE VISUALIZACION
MUESTREO DE
SUBSUELO
Método de VisualizaciónProyectos 2014
27
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
REMOTO
S
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
28
• Muestreo del subsuelo en la cuenca Sinú – San Jacinto –
Pozo moambo-1 - Municipio de Lorica - Córdoba
$ 31.317 millones
METODOS
REMOTO
S
METODOS DE
SUPERFICIE
METODOS DE VISUALIZACION
MUESTREO DE
SUBSUELO
Muestreo del SubsueloProyectos 2014
29
• 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.
$21.965 millones
$1.462 millones
$ 1.315 millones
$ 10.678 millones
METODOS
REMOTO
S
METODOS DE
SUPERFICIE
METODOS DE VISUALIZACION
MUESTREO DE
SUBSUELO
Muestreo del SubsueloProyectos 2014
30
• Pozos Profundos convencionales:
- Plato -1X-P – VIM – $ 136.467 millones (FDN)
METODOS
REMOTO
S
METODOS DE
SUPERFICIE
METODOS DE VISUALIZACION
MUESTREO DE
SUBSUELO
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 3 de Dic de 2014 – 18,294 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
B a s a m e n t o
F m . C i é n a g a d e O r o
Muestreo del SubsueloProyectos 2014
31
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 paísProyectos 2014
32
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
Integración y ModelamientoProyectos 2014
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Avance Indicadores plan 20202012 – 2014**
Tipo de estudioPlan 2020
Avance 2012
Avance 2013
Avance 2014 **
Acumulado2012-2014**
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 11.827Análisis de Muestras* (número de muestras) 24.500 12.450 7.720 4.938 25.108 0Imágenes del Subsuelo (km de sísmica 2D) 9.500 4.094 10.330 20.448 0Muestreo 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
Mét
odos
Rem
otos
Mét
odos
de
Super
ficie
Anális
is de
Mue
stra
s
Imág
enes
del
subs
uelo
Mue
stre
o de
l Sub
suelo
0%
20%
40%
60%
80%
100%
34
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…
Marco estratégico, logros y retos
Gestión del Conocimiento
Promoción y Asignación de Áreas
Gestión de Contratos de Hidrocarburos, Comunidades y Medio Ambiente
Operaciones, Administración de Regalías y Derechos Económicos
Gestión contractual
Ejecución Presupuestal y Sistema Nacional de Servicio al Ciudadano
Informe de Control Interno
Participación de las partes interesadas y la ciudadanía
Contenido
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Promoción y Asignación de ÁreasParticipación en Eventos Nacionales e Internacionales
Durante el año 2014, la ANH
participó en 20 eventos nacionales
y 10 eventos internacionales.
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Calendario 2014FECHA EVENTO CIUDAD LUGAR
Febrero 13-14 Foro Colombia Genera CARTAGENA Centro de Convenciones
Febrero 19 Lanzamiento Ronda Colombia 2014 BOGOTÁ JW MarriotFebrero 20 Primer Taller Nuevas Oportunidades Exploratorias BOGOTÁ JW MarriotFebrero 26-28 Road Show Calgary – Ronda Colombia 2014 CALGARY Hotel MarriotMarzo 3-7 CERAWeek 2014 (Road Show Houston) HOUSTON Hilton AmericasMarzo 12-14 Misión oficial del Gobierno de Colombia en Noruega OSLO VariosMarzo 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 TriadaMayo 14-16 10 Congreso Internacional de Minería y Petróleo CARTAGENA Hotel Hilton Mayo 28-29 Colombia Energy Summit BOGOTÁ JW MarriottJunio 4 Legal Risk of Offshore Exploration in Colombia BOGOTÁ Bogotá Estelar Windsor HouseJunio 15-19 XXI World Petroleum Congress RUSIA Crocus Expo
Promoción y Asignación de ÁreasParticipación en Eventos Nacionales e Internacionales
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Calendario 2014FECHA 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 RegisOctubre 20-23 Sexto Latin América Energy Conference CARTAGENA Hotel Santa TeresaOctubre 20-24 Encuentro Mundial de Líderes Energéticos CARTAGENA Centro ConvencionesOctubre 28-31 Expo Oil & Gas Colombia BOGOTÁ CorferiasOctubre 29-30 Oil & Money Conference 2014 LONDRES InterContinena - Park Lane
Promoción y Asignación de ÁreasParticipación en Eventos Nacionales e Internacionales
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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.
Promoción y Asignación de ÁreasPublicaciones Nacionales e Internacionales
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La ANH ha implementado una estrategia de comunicación virtual para posicionar sus servicios/contenidos institucionales y la imagen del sector hidrocarburífero, 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.
Promoción y Asignación de ÁreasPresencia en medios digitales
40
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 hidrocarburífero colombiano es importante resaltar a ENI, Petrovietnam, Maersk, Mitsubishi y BG Group.
Promoción y Asignación de ÁreasAtención al inversionista
41
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.
42
Promoción y Asignación de ÁreasInvestigaciones 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.
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Promoción y Asignación de ÁreasInvestigaciones 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%
Ango
la
Colo
mbi
a
Trin
idad U
S
Braz
il
Moz
ambi
que
Gha
na
Uru
guay
Gov
t Sh
are
% P
roje
ct C
ash
Flow
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
Reducción del GT
44
Promoción y Asignación de ÁreasInvestigaciones de mercado – Términos Fiscales Offshore
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.
45
Promoción y Asignación de ÁreasInvestigaciones de mercado – Estudio de percepción de clientes
46
Promoción y Asignación de ÁreasInvestigaciones de mercado – Estudio de percepción de clientes
• 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.
47
Promoción y Asignación de ÁreasRonda Colombia 2014 – Promoción
• 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%.
48
Promoción y Asignación de ÁreasRonda Colombia 2014 – Resultados
Total bloques/Contrato
s firmadosHectáreas
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 24Ronda Colombia 2010 68 6.878.152 101.149 1.350 20Ronda Colombia 2012 50 7.052.692 141.054 2.600 52Ronda 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.
49
Promoción y Asignación de ÁreasRonda Colombia 2014 – Resultados
TOP 5 EMPRESAS (COMPROMISOS EXPLORATORIOS) Programa Mínimo Exploratorio + Inversión Adicional
PROPONENTE MONTO (MM USD)ANADARKO (3 Bloques) 255PAREX (2 Bloques) 250SHELL/ECOPETROL (1 Bloque) 231HOCOL (4 Bloques) 177TALISMAN (1 Bloque) 67
TOP 5 BLOQUES CON MAYORES COMPROMISOS EXPLORATORIOS Programa Mínimo Exploratorio + Inversión Adicional
BLOQUE MONTO (MM USD) PROPONENTE1. SINOFF 7 (E&P OFFSHORE) 231 SHELL/ECOPETROL2. VMM 9 (E&P NO CONVENCIONAL) 193 PAREX3. COL 6 (TEA OFFHORE) 152 ANADARKO5. PUT 30 (E&P CONTINENTAL) 67.3 TALISMAN4. PUT 31 (E&P CONTINENTAL) 66.8 GRAN TIERRA/PETROAMERICA
50
Promoción y Asignación de ÁreasRonda 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.
51
Promoción y Asignación de ÁreasRonda Colombia 2014 – Resultados
• 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.
52
Promoción y Asignación de ÁreasActualidad 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.
53
Promoción y Asignación de ÁreasActualidad 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.
54
Promoción y Asignación de ÁreasActualidad 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.
55
Promoción y Asignación de ÁreasActualidad y retos a futuro
Marco estratégico, logros y retos
Gestión del Conocimiento
Promoción y Asignación de Áreas
Gestión de Contratos de Hidrocarburos, Comunidades y Medio Ambiente
Operaciones, Administración de Regalías y Derechos Económicos
Gestión contractual
Ejecución Presupuestal y Sistema Nacional de Servicio al Ciudadano
Informe de Control Interno
Participación de las partes interesadas y la ciudadanía
Contenido
56
Presentaciones PPT – 2014 - Carátula OffShore
Nicolas Mejia MejiaVicepresidente de Promoción y Asignación de Áreas
Seguimiento a la Exploración
57
E&P TEAs Convenios E&P y de Explotación
0
100
200
300293
25
54
Contratos de HidrocarburosContratos vigentes suscritos por la ANH – noviembre de 2014
TOTAL CONTRATOS VIGENTES
372
58
Contratos de HidrocarburosContratos E&P vigentes suscritos por la ANH por Departamento
59
Casanare
Meta
Putumayo
Arauca
Aguas Terri
toriales M
ar Carib
e
Arauca, C
asanare
Caquetá
Casanare, M
eta
Cundinamarca, T
olima
Cundinamarca, M
eta
Caqueta, Meta
Guajira Huila
Norte de Santander
Huila, T
olima
Meta, Vich
adaOtro
s0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
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%
Contratos de HidrocarburosSísmica adquirida
Km de Sísmica 2D equivalentes
60
E&P TEA Asociación ANH -
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
7,316
12,794
-
8,164
4,499
1,171
1,094
-
Offshore Onshore
11.815
13.965
1.094
8.164
Sísmica adquirida 35.038 km
Contratos de HidrocarburosPozos exploratorios (A2 y A3)
Pozos Exploratorios (A2 y A3)
61
Perforados En perforación Movilizando equipo
En obras civiles0
20
40
60
80
100
120
99
82 4
62
Inversiones pendientes de los procesos competitivos
Proceso Competitivo TipoContrato Suma de Inversión PendienteE&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
63
Contratos E&P en Producción
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014(P)0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
02
720 25
3651
6575
66 67
03
713
22
37
59
76105
114
56
86
107117.5
146
182
Evaluación Explotación Producción ANH a Octubre 31 de 2014
Áre
as
en
se
gu
imie
nto
po
r a
ño
Pro
me
dio
an
ua
l - k
bp
d
64
Entorno socio-ambiental del sector de hidrocarburos
65
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
66
• 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).
67
Entorno socio-ambiental
Estrategia de Gestión Territorial Equitativa y Sostenible del sector
hidrocarburos
68
1Portal Geográfico Nacional: herramienta para la planificación de la Paz
Portal Geográfico NacionalHerramienta para la planificación de la Paz
69
Guía Técnica Colombiana de Buenas Prácticas Sociales para el sector hidrocarburosHacia un relacionamiento óptimo en el territorio
70
Programas en Beneficio de las ComunidadesResponsabilidad 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
71
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
CiudadanaTransformación del conflicto
social hacia escenarios de dialogo territorial con el
liderazgo del Mininterior y PONAL
Estrategia de Gestión Territorial del sector hidrocarburosUn 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
73
Estrategia de Gestión Territorial del sector hidrocarburosUn camino hacia la Paz desde el sector hidrocarburos
Marco estratégico, logros y retos
Gestión del Conocimiento
Promoción y Asignación de Áreas
Gestión de Contratos de Hidrocarburos, Comunidades y Medio Ambiente
Operaciones, Administración de Regalías y Derechos Económicos
Gestión contractual
Ejecución Presupuestal y Sistema Nacional de Servicio al Ciudadano
Informe de Control Interno
Participación de las partes interesadas y la ciudadanía
Contenido
74
75
*Cifras a Octubre 31 de 2014Fuente: ANH
Indicadores económicosProducción equivalente
Reservas y Operaciones
76
77
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
78
EL 42,3% de las reservas de petróleo se encuentran en 6 campos.
Caracterización por tamaño de reservas de crudoCorte 31-dic-2013
TAMAÑO DE No. CAMPOS
% RESERVASRESERVAS 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
79
CUENCAS% part.
reservas 2012
% part. reservas 2013
% VARIACIÓN2012-2013
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 cuencaCorte 31-dic-2013
80
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.
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
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
Resevas Probadas TPC Polynomial (Resevas Probadas TPC)Producción Anual TPC
6,9%
Histórico reservas probadas Gas
81
CUENCAS% part.
reservas 2012
% part. reservas 2013
% VARIACIÓN2012-2013
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 cuencaCorte 31-dic-2013
82
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.
83
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.
Fiscalización
84
Producción de Crudo a Octubre de 2014
85
Producción de Gas a Octubre de 2014
86
Solicitudes de Perforación de Pozos a Octubre 2014
87
Pruebas extensas de producción a Octubre 2014
88
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 deAgua: 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).
89
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.
90
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).
91
Logros alcanzados a Octubre de 2014
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.
92
Logros alcanzados a Octubre de 2014
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
93
Retos año 2015
Regalías y Derechos Económicos
94
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.
95
Presupuesto de Caja Ley 1606/12
Transferencias SGR 1.0 3.0 5.0 7.0 9.0
11.0 13.0 15.0 17.0
14.5 13.4
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.
96
ENERO 201
3
FEBRERO 201
3
MARZO 2
013
ABRIL 2
013
MAYO 2
013
JUNIO
201
3
JULI
O 201
3
AGOSTO 201
3
SEPTIEM
BRE 201
3
OCTUBRE 201
3
NOVIEM
BRE 201
3
DICIE
MBRE 2
013
ENERO 201
4
FEBRERO 201
4
MARZO 2
014
ABRIL 2
014
MAYO 2
014
JUNIO
201
4
JULI
O 201
4
AGOSTO 201
4
SEPTIEM
BRE 201
40
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
Logros alcanzados a Octubre de 2014
97
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
AÑO 2012
AÑO 2013
AÑO 2014
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
7.39
7.58
6.94
7.78
7.59
6.23
RECAUDO PRESUPUESTO
Decreto 1606 de 2012
Misión GRDE
Decreto 1243 de 2012
Fuente: Cálculos ANH
Logros alcanzados a Octubre de 2014
98
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 subsueloTransferencia
de Tecnología
Participación en la
producciónTotales
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
99
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 pro-ducción
Año Precios AltosUso del
subsueloContratos de
Evaluación TécnicaTransferencia 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).
100
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.
101
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.
102
Logros alcanzados a Octubre de 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.
103
Logros alcanzados a Octubre de 2014
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.
104
Retos año 2015
Marco estratégico, logros y retos
Gestión del Conocimiento
Promoción y Asignación de Áreas
Gestión de Contratos de Hidrocarburos, Comunidades y Medio Ambiente
Operaciones, Administración de Regalías y Derechos Económicos
Gestión contractual
Ejecución Presupuestal y Sistema Nacional de Servicio al Ciudadano
Informe de Control Interno
Participación de las partes interesadas y la ciudadanía
Contenido
105
106
Tipos de procesos
TIPOS DE PROCESOS
TIPO DE PROCESO Total
SELECCIÓN ABREVIADA $ 14.677.428.713
CONTRATACIÓN DIRECTA $ 38.981.502.914
SELECCIÓN DE MERCADO $ 3.006.412.943
MÍNIMA CUANTÍA $ 521.117.686
LICITACIÓN PÚBLICA $ 204.080.157.494
CONCURSO DE MÉRITOS $ 68.932.943.157
Total general $ 330.199.562.9074%
12%
1%
0%
62%
21%
Selección Abreviada Contratación Directa Selección de MercadoMínima Cuantía Licitación Pública Concurso de Méritos
Fuente: SECOP
107
TOTAL PROCESOS
TIPO DE PROCESO Total
SELECCIÓN ABREVIADA 15
CONTRATACIÓN DIRECTA 140
SELECCIÓN DE MERCADO 45
MÍNIMA CUANTÍA 29
LICITACIÓN PÚBLICA 20
CONCURSO DE MÉRITOS 13
Total general 262
Total procesos
6%
53%17%
11%
8%5%
Selección Abreviada Contratación Directa Selección de MercadoMínima Cuantía Licitación Pública Concurso de Méritos
Fuente: SECOP
108
ESTADO DE PROCESOS
ESTADO Total
BORRADOR 3
CELEBRADO 220
CONVOCADO 19
ADJUDICADO 20
Total general 262
Estado de procesos
1%
84%
7%8%
Borrador Celebrado Convocado Adjudicado
Fuente: SECOP
Marco estratégico, logros y retos
Gestión del Conocimiento
Promoción y Asignación de Áreas
Gestión de Contratos de Hidrocarburos, Comunidades y Medio Ambiente
Operaciones, Administración de Regalías y Derechos Económicos
Gestión contractual
Ejecución Presupuestal y Sistema Nacional de Servicio al Ciudadano
Informe de Control Interno
Participación de las partes interesadas y la ciudadanía
Contenido
109
Seguimiento Ejecución Presupuestal
Fuente de información: SIIF Nación
Millones de pesos
110
Concepto Apropiación Vigente
Compromisos Noviembre
% Comp. /Aprop. Vigente
% Meta Plan de choque Noviembre
Obligado Noviembre
% Oblig.
/Aprop. Vigente
% Meta Plan de choque
Nov
Funcionamiento 258.044 69.961 27% 27% 49.545 19% 23%
Inversión 284.536 237.144 83% 87% 125.505 44% 55%
Total Entidad 542.580 307.105 57% 175.050 32%
Atención al ciudadano y comunicaciones
111
La ANH participó en el Primer Congreso Nacional Minero Energético y Audiencia Pública de Rendición de Cuentas del Sector 2013 – 2014 el pasado 29 y 30 de julio.
Por primera vez el sector minero energético en conjunto rindió cuentas y actualizó a los asistentes en un foro con temas del sector. El evento fue organizado por el Ministerio de Minas y Energía y sus entidades adscritas: CREG, ANH, ANM, IPSE, SGC y la UPME, con la participaron de cerca de 200 personas
112
Programa Nacional de Servicio al Ciudadano
Se participó en seis Ferias en el 2014: Malambo, Yopal Tumaco, Caucasia, Cartago y Riohacha. Se atendieron en promedio de 900 a 500 ciudadanos en cada una de las ferias.
Caucasia
Malambo Tumaco
Yopal
Cartago
Atención al ciudadano y comunicaciones
113
Acercamiento al ciudadano
Se realizaron dos encuentros con 180 estudiantes de colegios de Bogotá calendario A y B de los grados 10 y 11.
Programa de Regionalización en el marco de la estrategia territorial para la gestión equitativa y sostenible del sector hidrocarburos (Ministerio de Minas y Energía y el del PNUD):
Riohacha, Septiembre 30 de 2014 Uribía, octubre 02 de 2014Manaure, octubre 3 de 2014Tibu, octubre 21 de 2014 Toledo, octubre 23 de 2014
Atención al ciudadano y comunicaciones
Estadísticas de PQRs abril a junio de 2014
114
Al tercer trimestre de 2014 se han recibido 1037 PQRS discriminadas por Vicepresidencia de la siguiente forma:
Dependencia Requerimientos
recibidos
Vicepresidencia de Hidrocarburos
391
Vicepresidencia Administrativa y Financiera
224
Vicepresidencia Técnica 152
Vicepresidencia de Operaciones y Regalías
177
Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas
46
Oficina Asesora Jurídica 47
Solicitudes más frecuentes del Segundo Trimestre de 2014
115
Los requerimientos más frecuentes de la Gerencia de Seguridad Comunidades y Medio Ambiente fueron:
Problemática social Problemática ambiental Falta de socialización de los contratos (Inversión social de operadoras) Copia de contratos Inquietudes sobre el Fracking
Los requerimientos mas frecuentes de la Vicepresidencia de contratos fueron:
Expedición de copias de contratos E&P y TEAS Información sobre ubicación de los predios (mapa de tierras y exploración) Compromisos de los contratos de hidrocarburos Proyectos de exploración y explotación a desarrollar dentro de un área
Los requerimientos mas frecuentes de la Vicepresidencia de Operaciones, Regalías y Reservas fueron:
Recursos de regalías girados a los municipios El porque no se han girado las regalías o están suspendidas Qué reservas probadas existen en los campos En que estado se encuentran los campos Consulta sobre el diligenciamiento de los nuevos formatos de reporte de información de producción y
reservas
Avances GEL Avances Eficiencia Administrativa
• Implementación del Sistema de Gestión de Seguridad Informática
• Caracterización de usuarios• Nuevo sitio web e intranet• Publicación de Información • Ajuste tecnológico (actualización de la
infraestructura)• Planeación Rendición de Cuentas
2014 • Ferias de Servicio al Ciudadano• Uso de redes sociales para la atención
al ciudadano• Conformación del comité institucional
de desarrollo Administrativo• Plan de Acción ANH • Se reporta información en el Sistema
Integrado de Planeación y Gestión.
• Utilización Impresoras multifuncionales
• Utilización Carteleras virtuales
• Impresión de documentos a doble cara
• Gestión de actas a través de SIGECO (Sistema Integral Gestión y Control)
Informe Gobierno En Líneay Eficiencia Administrativa
116
Marco estratégico, logros y retos
Gestión del Conocimiento
Promoción y Asignación de Áreas
Gestión de Contratos de Hidrocarburos, Comunidades y Medio Ambiente
Operaciones, Administración de Regalías y Derechos Económicos
Gestión contractual
Ejecución Presupuestal y Sistema Nacional de Servicio al Ciudadano
Informe de Control Interno
Participación de las partes interesadas y la ciudadanía
Contenido
117
118
Evaluación al sistema de control interno 2013Metodología DAFP
Análisis de madurez del Sistema de Control Interno de la ANH:
Fuente: Informe 2013 publicado en el aplicativo del DAFPNota: Los resultados no son comparables con los resultados obtenidos en la vigencia 2012 y anteriores, evaluados con una metodología y niveles de valoración diferentes
FACTOR
Entorno de control
Información y comunicación
Actividades de control
Administración de riesgos
Seguimiento
PUNTAJE
3,38
3,98
4,12
3,8
4,54
NIVEL
INTERMEDIO
SATISFACTORIO
SATISFACTORIO
SATISFACTORIO
SATISFACTORIO
ASPECTOS POR MEJORAR
(análisis de resultados DAFP)
Gestión por procesos más flexible. Optimizar
trazabilidad de procesos y
procedimientos.
Revisar con periodicidad la
funcionalidad de los sistemas de
información y de los canales de
comunicación.
Validación de los procesos respecto a la
información suministrada por las partes interesadasConstruir mapa de
riesgos a procesos que falten y/o actualizarlosEl Plan de
mejoramiento por procesos aun no evita fallas en el desarrollo
de los mismos
INDICADOR DE MADUREZ MECI 74,1% SATISFACTORIO
119
Informe pormenorizado de control internoEnero - Octubre 2014
Fortalezas Aspectos por mejorar
Ejecución del 83,8% del Plan Institucional de Formación y Capacitación - PIC 2014 y el 85% del programa de bienestar social 2014
Retraso en la ejecución de la fase III de la implementación de la actualización del MECI, según Decreto 943 de 2014, que señaló el cumplimiento de las tres primeras fases antes del 21/08/2014.
Avance del 85% en la implementación de los planes de mejoramiento por área y por proceso; y 95% en los Planes de Mejoramiento de Riesgos
Formulación oportuna de los planes de mejoramiento producto de las auditorías de gestión de Control Interno.
Actualización del Manual de Contratación Administrativa de la entidad mediante Resolución N° 771 del 31/07/2014
Actualizar y adoptar el mapa de riesgos del proceso de gestión contractual según directivas de Colombia Compra Eficiente
Seguimiento por parte de la OCI a la gestión de los procesos en la etapa precontractual para la vigencia 2014, del 26% de los procesos publicados en el SECOP que corresponden al 67% del presupuesto contratado.
Implementación del nuevo módulo de reporte de PQRS que facilite el seguimiento y el acceso al ciudadano.
Monitoreo permanente de indicadores y ejecución presupuestal por programas y proyectos en Comité Estratégico, y cumplimiento del 88,2% del Plan de Acción Institucional 2014 (corte a septiembre 30)
245 visitas de seguimiento e inspección y cierre en el marco de las auditorías Health, Safety, Environment (Salud, Seguridad y Medio ambiente – HSE), a los contratos misionales de la ANH (195 a contratos E&P, 13 contratos TEA, 37 convenios).
120
Evaluación de la Contraloría General de la República
Parcial vigencia 2013: contable y ambiental.
A la fecha no se ha producido informe de auditoría integral para la vigencia 2013 por parte de la CGR.
– Opinión sobre los estados contables:– Opinión Sin Salvedades. – Opinión sobre el control interno contable:– Eficiente
• Se generaron 9 hallazgos administrativos, con la correspondiente formulación de Plan de Mejoramiento.
Fuente: Informe de auditoría a la vigencia 2013 de la Contraloría General de la República, págs. 10 y 11 (junio 2014)
121
Avance del Plan de Mejoramiento Institucional
Avances del Plan de Mejoramiento suscrito con Contraloría - 95%, con corte a octubre 30/14
Fuente: Balance de seguimiento al cumplimiento del plan de mejoramiento para reporte en aplicativo SIRECI de Contraloría y cuadro de seguimiento detallado de la OCI
Vigencia No. acciones
Cumplidas (con corte a Dic 2013)
Cumplidas (con corte a Oct 2014)
Por cumplir
(Dic 2014 y 2015)
Por cumplir fuera de plazos
Cumplimiento en plazos
(%)
2010 Auditoría regular 1 1 100%
2011 Auditoría regular 2 1 1 50%
Modalidad especial 2011 1 1 0%
2012 Auditoría regular 175 151 17 4 3 98%
Modalidad especial 2012 - Lago de Tota 5 5 100%
2013 Est regionales 16 13 3 81%
2014 Auditoría regular 17 11 4 2 85%
2014 Paz de Ariporo 2 1 1 50%
2014 - Actuación especial fiscalización y regalías 7 7 0%
Total general 226 158 42 15 11 95%
122
Oficina al servicio de la Entidad y la ciudadanía
• A la fecha se han producido 79 de los 97 informes programados para 2014.
• Adicionalmente se han elaborado 13 informes de verificación puntuales sobre requerimientos recibidos en la vigencia.
• Información que requiera comprobarse o validarse sobre:
– Procesos misionales y administrativos que desarrolla la entidad– Procesos de atención a la ciudadanía– Procesos contractuales en curso– Contratos en ejecución
Contacto: Mireya López Ch.mireya.lopez@anh.gov.co
5931717 Ext. 1555
Marco estratégico, logros y retos
Gestión del Conocimiento
Promoción y Asignación de Áreas
Gestión de Contratos de Hidrocarburos, Comunidades y Medio Ambiente
Operaciones, Administración de Regalías y Derechos Económicos
Gestión contractual
Ejecución Presupuestal y Sistema Nacional de Servicio al Ciudadano
Informe de Control Interno
Participación de las partes interesadas y la ciudadanía
Contenido
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