Anailis Porter Dofa Petrolero

AnálisisAnálisisAnálisisAnálisis de de de de los los los los riesgosriesgosriesgosriesgos de de de de expansiónexpansiónexpansiónexpansión de la de la de la de laindustriaindustriaindustriaindustria del gas natural y del gas natural y del gas natural y del gas natural y definicióndefinicióndefinicióndefinición de de de de

estrategiasestrategiasestrategiasestrategias de largo de largo de largo de largo plazoplazoplazoplazo

Dirección General de Planeación y Riesgos

Oscar Bravo MendozaGheysel Naranjo GonzálezBogotá, Diciembre 12 de 2003

2

! Antecedentes

! 5 Fuerzas de Porter para Colombia– Barreras de Entrada– Poder de los compradores– Poder de los competidores– Poder de los sustitutos– Poder de los proveedores– Cooperadores

! La industria en Norteamérica

! Factores críticos de éxito y Oportunidades

! Estrategias a seguir

Contenido

1. Antecedentes1. Antecedentes1. Antecedentes1. Antecedentes

4

! Existe un círculo vicioso del gas:– Sin mercados no hay exploración– Sin exploración no hay mercados

! La dificultad para romper el círculo radica en:– Alto riesgo exploratorio– Altas inversiones requeridas para: exploración, facilidades– Baja demanda interna– Dificultades para exportar el gas (mercado cerrado).

Antecedentes

5

Pozos Productores

Separación

Tratamiento yProcesamiento

Exploración y Producción

OdorizaciónCompresión

Ventas Mayores

AlmacenamientoSubterráneo

Transporte

LNG

Compañía de Gas

Industria y ComercioPetroquímicaGas Natural Vehicular

Distribución

Fuente: Energy Information Administration EIA – International Energy Outlook 2001

Estructura de la Industria del Gas Natural

Residencial

Industrial

Petroquímico

GNCV

Térmico

2. Fuerzas de Porter2. Fuerzas de Porter2. Fuerzas de Porter2. Fuerzas de Porter

7

Análisis de la industria

El análisis se hace a partir del monitoreo periódico de las variables críticas de la industria, medianteel uso de las 5 fuerzas de Porter, a fin de identificar oportunidades y amenazas, y así definir lasadaptaciones necesarias para la competitividad y viabilidad futura.

Poder de losproveedores

Temor porlos

productossustitutos

Barrerasde entrada

Nivel derivalidad

entrecompetidoresde la industria

Poder de loscompradores

8

El análisis de la industria, sirve para encontrar lasamenazas y oportunidades

! Fortalezas, Debilidades, Oportunidades, & Amenazas- Análisis“DOFA”

Fortalezas &Debilidades

Oportunidades& Amenazas

Valores de laAdministración

Valores de losStakeholders

EstrategiaFactoresInternos

FactoresExternos

Objetivos

Drivers

9

El monitoreo del entorno es importante para conocerlos cambios en la industria y poder anticiparse

La industria evoluciona en la medida en que los actores que la componen modifican con suaccionar la relación entre las fuerzas.

Tiempo

Ren

tabi

lidad

10

Políticas

Análisis de Suministro Proyecciones de Demanda

Transporte y Almacenamiento

Gas PlanningModel(GPM)

Recomendacionesy Estrategia

Definición de la estrategia

Fuente: Philip Stark - IHS Energy

11

Análisis de la Industria

RIVALIDADCompetencia por recursos conNOCs y zonas prospectivas:

• Venezuela, T&,T Bolivia, Perú• Argentina – Brasil• Rusia, Medio Oriente

PRODUCTOS SUSTITUTOS• Carbón• Energía solar y eléctrica• Celdas de hidrógeno• Bio-combustibles• Combustóleo – Crudo Rubiales

COOPERADORESPaíses o empresas

con quienes sepuedan llegar a ser

inversiones en formaconjunta:

• Chevron-Texaco• Petrobras• BP• PDVSA

Gas Natural BARRERAS DE ENTRADA• Montos de Capital a invertir y conocimiento

geológico del país• Nivel de incertidumbre y tecnología propios

del negocio• Riesgos asociados a la operación (geológicos,

sociales, políticos, ambientales, económicos)

PROVEEDORES

Empresas Petroleras• Ecopetrol S.A.• Chevron-Texaco• BP-Amoco• ANH• Empresas Servicios• Sindicatos

CLIENTES:• Industria• Distribuidores• S. Doméstico• GNV• Generadores

eléctricos• S. Petroquímico• Países:

• USA• Méjico• Ecuador• Venezuela• Panamá• Centro

América

12

! Economías de escala– Se requieren campos grandes

! Altos requerimientos de capital

! Política del gobierno– Eliminar subsidios– Contrato de Asociación– Regalías

! Curva de aprendizaje– Tecnología

! Geografía– Dificultades de transporte

! Acceso a insumos necesarios– Bloques exploratorios

Barreras de Entrada

13

! Dependiendo del tamaño de reservas descubiertas el destino del gas es diferente, factor quele agrega incertidumbre a su comercialización.

Tamaño 1 - 3 TPC > 3 TPCMercado Interno/Exp.Gasoducto GNL/GTLCosto US$-KPC 1.7 < 0.9

Economías de Escala

14

Exploración y Producción de Gas Natural

! Los campos de Gas Natural frecuentemente requieren menos pozos de desarrollo que loscampos de hidrocarburos líquidos.

! El factor de recobro primario de los campos de Gas Natural es mayor, a menudo entre el70% - 80%.

! El perfil de producción de un campo de Gas natural tiende a ser mas estable y por ende, elperiodo de producción es mayor.

! Comúnmente el Gas Natural producido debe ser sometido a distintos procesos deseparación, remoción de impurezas y fraccionamiento.

(1) y (2) Davison, A., Hurst, C. & Mabro, R. (1988). Natural Gas: Governments And Oil Companies In The Third World• De Coo, J.; Duerden, C. W. & Drenth, R. (2000). E&P Investments: Optimizing value. (4) Parlaktuna, M. (2002). Natural gas technology - Course notes

Conocimiento del negocio

Tomado de : J. L. Eliseo Acevedo Olaya Trabajo de Tesis presentado a la Universidad de Texas en Austin

15

Canales de Distribución

! El Gas Natural es más económico que el petróleo crudo, calculado sobre una mismaunidad de energía.

! El Gas Natural es más costoso de transportar y ofrece menos alternativas de transporteque el petróleo crudo.

! El mercado de Gas Natural es más limitado regionalmente, caracterizado por la presenciade monopolios bilaterales y por relaciones de largo plazo entre productores y compradores.

! La demanda de Gas Natural ha estado directamente relacionada con el comportamientoclimático.

(1) Energy Information Administration EIA(2) Davison, A., Hurst, C. & Mabro, R. (1988). Natural Gas: Governments And Oil Companies In The Third World(3) Tussing, A. & Tippee, B. (1995). The Natural Gas Industry: Evolution, Structure and Economics. (4) Canada. National Energy Board (2000). Canadian Natural Gas Markets: Dynamics and Pricing

Acceso a canales de distribución


56

8

7 9?

34

12

PIEDEMONTECRUDO - GAS

No. Bloques: 8No. Prospectos: 5

Potencial (MBOE): 3430ATLANTICO

GAS - CRUDO LIVIANONo. Bloques: 4

Potencial (MBOE): 3700

1

2

3

4

Acceso a insumos clavesAcceso a insumos clavesAcceso a insumos clavesAcceso a insumos claves

17

0,3

2,8 TPC

4,4 TPC

0,02

0,01

Guajira 506.23Cusiana 20.49Otros 76.07Total 602.79

Producción Dic 2002 (MPCD):

* MPCD: Millón de Pies Cúbicos Diarios**TPC: Un millón de millones de pies cúbicos

Con Cusiana se puede suplir el requerimiento interno y dedicarGuajira para asegurar el suministro externo.

Reservas País: 7,6 TPC7,6 TPC

Guajira

Cusiana

DEMANDA UPME SECTORES - TÉRMICO ALTO ISA Y EXP. 150 MPCD

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Res + Com Industrial Ecopetrol GNV Termoeléctrico Exportación

Exportación:

Acceso a insumos claves

18

Morichal

Bucaramanga

Cusiana

ApiayVillavicencio

Bogotá

Barrancabermeja

Cúcuta

Cerrito

NeivaDina

Gualanday

Montelíbano

Montería

Sincelejo

Cartagena

BarranquillaSta. Marta

RiohachaBallena

Maicao

Payoa

SebastopolPto Serviez

Vasconia La Belleza

Tunja

BelénYopal

Monterrey

Valledupar

Ayacucho

Pitalito

Cali

PereiraManizales

Armenia

Ibagué

Montañuelo

Ricaurte

Medellín

Ocoa

Sahagún

Güepaje

Mariquita

SISTEMAS DE TRANSPORTE:

• DE LA COSTA

• DEL CENTRO

• DEL INTERIOR

Acceso a insumos claves

Restricción de TransporteBallena-Barranca

200 MPCD

19

Golfo de Méjico

Venezuela

Panamá

Brasil

Ecuador

! El del Gas Natural es un mercado cerradodebido a las dificultades para transportarloentre regiones.

! Colombia cuenta con ventajascomparativas en relación a suscompetidores en la región.

! La integración permitirá estabilizar laoferta en caso de faltantes estacionales opérdidas de abastecimiento

Posición Geográfica

20

! Contrucción de gasoductos

! Licuefacción criogénica de gas natural (GNL)

! Generación termoeléctrica para exportación

! Conversión de gas natural a líquidos (GTL)

! Compresión de gas natural a alta presión (CGN)

! Petroquímica

Fuente: Hurst, C. (1988). Contractual arrangements for the exploitation of natural gas in developing countries.


Sistemas de transporte

21

Fuente: UPME, I Simposio Colombiano de Gas Natural


Sistemas de transporte - Gasoductos

Se requieren inversiones de3600 MUS$ para lainterconexión regional.

PAÍS TARIFA (US$/KPC)Panamá 4.35Ecuador 3.71Costa Rica 6.8

22

Fuente: JBIC, Latin American Update - Luisa Palacios


Sistemas de transporte - GNL

23



Sistemas de transporte - GNL: Proyectos en construcción

LNG O perando

LNG En Cosntrucción

LNG Planeación e Ingeniería

LNG Regasificación Operando

LNG Regasificación Under Construction

LNG Regasificación Planned&Engineering Gasoducto - planeado

Gasoducto- construcción

24


Sistemas de transporte - GNL: Proyectos en construcción

0

10

20

30

40

50

60

70

80

Qatar

Indonesia

Nigeria

Australia

Malaysia

Algeria

Iran

EgyptTrin

idadOmanRussiaBruneiBoliv

iaYem

enAbu Dhab

iVen

ezuela Peru

Norway

Angola

Equatorial G

uineaUSA - A

laska

LibyaM

illio

n To

nnes

per

Yea

r

Concepts / Feasibility (57 Mt / Y)

Firm Projects (88 Mt / Y)

FEED / Construction (60 Mt / Y)

Online Capacity (140 Mt / Y)


Actualmente existen 21 proyectos planeados (9.6 MMPC) oen construcción que apuntan al mercado Norte Americano.

25

Altos requerimientos de capital

Costo del transporte por gasoducto:! Costo de gasoducto: US$20/pulgada/metro. Es una cifra promedio que se

utiliza para cada conexión.! Costo de compresor: US$3.600/kW! Costo de operación:

– Gasoducto: US$5.000/km– Compresión: 3,5% inversión – consumo de combustible estimado en 8,8

m3/día/kW – precio del gas combustible estimado en US$1,2/MMBtu

El AIC del transporte está calculado tomando en consideración una inversiónescalonada en tres años y una vida de operación de 20 años, utilizando unatasa de actualización de 8%.

El costo de transporte de GNL:! Costo de tanquero: US$180 millones para un tanquero de 125.000 m3! Costo de liquefacción: US$0,90/MMBtu! Costo de regasificación: US$0,35/MMBtu

Se han fijado los costos de liquefacción y regasificación de acuerdo con losrecientes logros, principalmente en Trinidad y Omán.

26

PAIS EXPORTADOR

PRODUCTOR

PAIS IMPORTADOR

Campo deGas

PlantaLNG

Puerto

PlantaRegasificación

Consumidorfinal

Puerto

transportador

Costos (millones U$)

• Vendedor Desarrollo del campo 1000 Planta y puerto de GNL 1500

• Comprador barcos 1500 • regasificación 1000 - 2000

TOTAL (2 tren de 5 MTPA) 5000

Altos requerimientos de capital

Fuente: Juan Carlos Ramón, I Simposio Colombiano de Gas Natural

27

Períodos de retención para descubrimientos de gas

Fuente: Ecopetrol S.A.

Regulación actual

10 28 36 40

Explotación

! Permite retener campos de gas sin declaratoria de comercialidad.

! Estudios de factibilidad para desarrollar infraestructura y/o mercados.

! Duración máxima de cuatro (4) años

! Aplica sobre el futuro Campo de Gas y su zona de reserva

0 6

ExploraciónRetención

4

28

Períodos de explotación

Regulación actual

! Permite retener campos de gas sin declaratoria de comercialidad.

! Estudios de factibilidad para desarrollar infraestructura y/o mercados.

! Duración máxima de cuatro (4) años

! Aplica sobre el futuro Campo de Gas y su zona de reserva

! A partir de 2005 no existirá regulación de precios para los productores. Hoy seencuentran regulados los campos:

– Cusiana– Opón– Guajira

Fuente: Ecopetrol S.A.

29

! Economías de escala! Se requieren campos grandes

! Altos requerimientos de capital

! Política del gobierno" Eliminar subsidios# Contrato de Asociación# Regalías

! Curva de aprendizaje! Tecnología

! Geografía! Dificultades de transporte

! Acceso a insumos necesarios" Bloques exploratorios

Barreras de Entrada

30

! Sector doméstico

! Sector Industrial

! GNV

! Petroquímica

! Térmicas a gas

! Mercado Internacional– USA– Méjico– Venezuela (Occidente)– Centroamérica y Región Caribe– Ecuador

Poder de los compradores

31

! El consumo de gas natural global se incrementará aproximadamente 2.3% anualmente; elde petróleo aumentará un 1.3% en la siguiente década.

! El consumo de GNL crecerá mas rápidamente, de 6 a 7 % anual.

! El Gas Natural será la fuente de energía primaria de mayor crecimiento mundial en lossiguientes 20 años.

! El desarrollo de infraestructura de gas en América Latina ha disminuido la mayor barrerapara el consumo, especialmente al sur del continente.

! En gran parte el crecimiento esperado se debe a:

- Crecimiento económico en la región Asia-Pacífico.- Decrecimiento de las reservas de agua somera del Golfo de México.- Incremento en la demanda global de generación y utilización de energía ambientalmente sensible.

Crecimiento de la demanda mundial

El gas es la energía del futuro

32

!Consumo creció 2.9% anual promedioen las tres últimas décadas

!Se espera que crezca a una tasa de 3.3%anual en los próximos 20 años

!Precios en USA están en un máximohistórico

99140

191236

321

444

0

50100

150

200250

300

350

400450

500

1970 1980 1990 2000 2010 2020

Consumo MundialTrillones de Pies cúbicos por día

Fuente: Chevron Texaco

Demanda mundial

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

Oct-

94

Abr-

95

Oct-

95

Abr-

96

Oct-

96

Abr-

97

Oct-

97

Abr-

98

Oct-

98

Abr-

99

Oct-

99

Abr-

00

Oct-

00

Abr-

01

Oct-

01

Abr-

02

Oct-

02

Abr-

03

us

d/b

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

us

d/m

b

NY_1FO ECPWTIHOHUGas Natural

33

Proyectos de regasificación de GNL en Norte América

0

5

10

15

20

25

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

East Coast LNG Gulf Coast LNG W est Coast LNG

Proyectos PlaneadosUSA: 11 9.9 M M cfd 5 3.5 M M cfdM éjico: 6 5.4 M M cfd 1Caribe: 1 0.8 M M cfd 1Canada: 2 1.2 M M cfd


34

Fuente:International Energy Outlook 1998 (DOE/EIA 0484 (98)

Fuente:International Energy Outlook 1998 (DOE/EIA 0484 (98)

• El consumo anual mundial de gas natural pasaráde 80 TPC en 1998 (Actualizar) a 170 TPC en el2020 y estará dirigido hacia la generación eléctricay a los sectores industrial, residencial, y comercial.

• Banco mundial prácticamente no financiaráproyectos hidroeléctricos

En 20 años, Latinoamérica duplicará suparticipación en el consumo anual mundial de gas,alcanzando 13 TPC. Brasil será el mayorconsumidor.

Consumo en Latinoamérica

Consumo de gas en la región

35

! Sector doméstico

" Sector Industrial

" GNV

" Petroquímica

" Térmicas a gas

! Mercado Internacional– USA– Méjico– Venezuela (Occidente)– Centroamérica y Región Caribe– Ecuador

Poder de los compradores

36

! Carbón! Crudo (Rubiales)! Diesel! Energía hidroeléctrica! Energía eléctrica

Poder de los Sustitutos y Proveedores

Sustitutos

Proveedores

! Empresas petroleras– Ecopetrol S.A.– Texaco– BP - Amoco

Fuente: Juan Vicente Saucedo

COMBUSTIBLE $/MBTU US$/MBTUENERGIA ELECTRICA 73.271 25,71GASOLINA 87-93 OCT. 36.828 12,92GAS PROPANO 22.435 7,87DIESEL (ACPM) 22.826 8,01QUEROSENO 17.910 6,28

GAS NATURAL 15.857 5,56CRUDO DE CASTILLA 13.816 4,85FUEL OIL CIB 13.667 4,79CRUDO DE RUBIALES 11.804 4,14CARBON MINERAL 2.479 0,87

37

" Carbón" Crudo (Rubiales)" Diesel" Energía hidroeléctrica" Energía eléctrica

Poder de los Sustitutos y Proveedores

Sustitutos

Proveedores

" Empresas petroleras– Ecopetrol S.A.– Texaco– BP - Amoco

Fuente: www.bp.com

38

! Venezuela (Oriente)

! Trinidad y Tobago

! Bolivia

! Brasil

! Argentina

! Perú

Poder de los Competidores


39

Existen gran cantidad de reservas descubiertas sin desarrollar. Gran parte de las reservas ylos recursos de gas natural por descubrir se encuentran en países en vías de desarrollo,siendo el combustible de mayor penetración en la canasta energética mundial

Fuente: Energy Information Administration EIA – International Energy Outlook 2003

1,9531,653

1,980

998

252

595

418

520

445

268

250

498

203

307

3,000

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

Probadas Por De s c ubir Ente rradas

Otros

C. & S . Amé ric a

As ia

Afric a

Norte amé ric a

Me dio Orie nte

F.S .U.

Recursos Mundiales de Gas Natural@ Enero 1, 2003

Terapies Cúbicos

5,501

4,839

3,000

Terapies Cúbicos6,000

5,000

4,000

3,000

2,000

1,000

01975 1980 1985 1990 1995 2000

TOTAL

Países en vías de Desarrollo

Europa Occ. & FSU

Países Industrializados

Evolución de Reservas deGas Natural por Región

Fuente: EIA – International Energy Outlook 2002

Reservas mundiales de gas

40

Hoy: Producción de los Competidores


41

Condiciones para atraer la inversión

! A excepción de Méjico la mayoría de los países han reformado susregímenes para atraer la inversión para explotación del gas natural.

! En Argentina, México, Colombia, Chile y Bolivia se ha modificado lalegislación que rige las actividades de transporte, distribución ycomercialización de gas natural.

! En casi todos los países analizados se han dictado disposicionesjurídicas para regular los mercados de gas natural y las actividades delas compañías privadas en el transporte, la distribución y lacomercialización del gas, confiriéndole un estatuto de servicio público.

! Se prevé una muy alta competencia por atraer capital de inversión enla que la percepción del riesgo país se tornará crítica.

42

Pacific LNG ?

Mediano plazo: Infraestructura gasífera planeada

43

Colom bia:No hay gas para exportar


44

Adem ás del m ercado NorteAm ericano, existe potencialen Centro Am érica


45

2010: competidores y demanda

Un posible escenario a 2010 básico considera:

- Flujos regionales entre productores y consumidores- Preferencia del gas sobre el carbon en los mercados

con acceso a los productores- Perfiles de producción de gas dentro de las

proyecciones- Competencia entre Argentina y Bolivia por el mercado

de Brasil- Perú retrasado en la explotación del campo Camisea- Bolivia como productor fuerte en el mediano plazo- Venezuela como proveedor de GNL en el largo plazo- Trinidad y Tobago promoviendo “interconexiones” de

GNL hacia el continente, o exportaciones a Brasil,Argentina, Uruguay Fuente: OLADE, Estudio para la Integración del Mercado de

Gas Natural en América del Sur, Enero 2001

Canada Mexico Argentina Bolivia Trinidad y Tobago

A... Pipeline GNL Pipeline Pipeline Pipeline Pipeline GNLUSA 108.80 0.11 4.28Canada 5.97Mexico 7.45Brasil 0.48 3.95Chile 5.34Uruguay 0.02Puerto Rico 0.58Espagna 0.46Japon 1.70

USA

Comercio en 2002 (Billon Cubic Meters) desde ...

Actualmente el mercado del gas en America sesoporta en las interconexiones de gasoductos y GNLque exporta Trinidad y Tobago:

Fuente: BP’s Statistical Review of World Energy; http://www.bp.com/centrs/energy

46

Las Reservas, los competidores y la demanda

! Argentina: un mercado maduro, conincertidumbre en sus reservas

! Brasil: economía mas grande deAmérica del sur con planes ambiciososde aumentar generación eléctricabasada en gas

! Bolivia: exportar a Brasil, Argentina yParaguay

! Colombia: masificar del consumointerno de Gas y aumentar reservas

! Chile: en materia de gas naturaldepende de Argentina

! Méjico: mantiene el monopolio de laproducción de gas y libera su transportey comercialización.

! Perú: atraer la inversión privada ydesarrollar consumo interno y exportar aBrasil y Méjico.

! Venezuela: gran capacidad parasuministrar GNL a la región, quinto enreservas a nivel mundial. Liberalizaciondel mercado incierta.

! Trinidad y Tobago: aumenta sucapacidad para suministrar GNL a USA

Demanda de gas acumulada en 2000-2015 vs. Reservas BCM (gas libreprobado+probable)

854

595

91

96

316

335

651

7

0

640

496

457

235

187

43

25

20

9

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900

Argentina

Venezuela

Brasil

Chile

Colombia

Peru

Bolivia

Ecuador

Paraguay

Demanda

Reservas

50%

47%

26%

10%

17%

5%

3%

0

0

58%

50%

29%

27%

23%

21%

13%

10%

9%

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70%

Venezuela

Argentina

Bolivia

Chile

Colombia

Peru

Brasil

Paraguay

Ecuador

20101997

Participación de gas en matriz energética en 1997 y 2010

Fuente: OLADE, Estudio para la Integración del Mercado de Gas Natural en América del Sur, Enero 2001

47

! Venezuela (Oriente)

! Trinidad y Tobago

! Bolivia

! Brasil

! Argentina

! Perú

Poder de los Competidores

48

! Empresas petroleras– Chevron-Texaco– Petrobras

! Distribuidores– Gas Natural S.A.

! Transmisores– Ecogas– Promigas

! Regulación Ambiental

!Regulación y Normatividad del sector

Cooperadores y Otros factores

Cooperadores

Otros Factores

49

! Empresas petroleras– Chevron-Texaco– Petrobras

! Distribuidores– Gas Natural S.A.

! Transmisores– Ecogas– Promigas

" Regulación Ambiental

!Regulación y Normatividad del sector

Cooperadores y Otros factores

Cooperadores

Otros Factores

50

• Abusos en el m anejo de gasoductos

- 1938: Natural Gas Policy Act reguló gasoductos

• Control de los productores - preocupación por los precios- 1954: Decisión de la Corte Suprem a “Phillips” reguló precios en cabeza de pozo –afectó exploración

• Problem a Energético: 1973 NG Policy Act - Fin de la regulación en cabeza de pozo – boom de E&P

• Prim er intento por “Acceso Abierto”: 1985 FERC Order 436 - Acceso abierto voluntario a gasoductos interestatales

• 1992 FERC Order 636 – expansión del “Acceso Abierto” - Acceso de terceros a los gasoductos y fuentes de alm acenam iento interestatales

- Se estableció un m ercado de ‘capacidad no utilizada’• Contratos de gas NYM EX (New York M ercantile Exchange) en 1990

- Perm itió a los actores cubrim iento de riesgo

Mercado Norteamericano

3. Oportunidades y Factores Críticos de éxito3. Oportunidades y Factores Críticos de éxito3. Oportunidades y Factores Críticos de éxito3. Oportunidades y Factores Críticos de éxito

52

! Bajos costos: exploración, desarrollo, operación y transporte– Descubrimiento de campos grandes (> 3TPC)– Economías de escala– Regalías y participación en contratos atractivos.

! Disponibilidad de recursos de capital y tecnología

! Conocimento de mejores tecnologías de transporte

! Lenta reacción de los competidores que actualmente poseen reservas:– Venezuela– Bolivia– Perú

! Crecimiento de la demanda

– Interna: Industrial, GNV, térmica

– Externa: USA, Centroamérica, Venezuela, Ecuador.

! Estabilidad política, regulatoria y económica del país que atraiga la inversiónextranjera

Factores críticos de éxito

53

! Regulación Ambiental exige combustibles limpios

! Altos precios en el mercado norteamericano

! Eliminación de subsidios

! Capacidad colombiana de atraer inversión extranjera comparado con países de laregión.

– Seguridad

– Estabilidad económica

Oportunidades

4. Estrategias a seguir4. Estrategias a seguir4. Estrategias a seguir4. Estrategias a seguir

55

! Requerimientos de capital: Atraer compañías interesadas en la búsqueda de gas natural enla costa Atlántica: Ecopetrol S.A., Texaco, Petrobras

– Comprometer recursos de capital.– Investigación en el ICP para resolver problemas tecnológicos: sellos, etc.– Joint-Ventures en bloques con información agregada: sísmica, estudios, etc.

!Economías de escala:–Exploración simultánea de varios bloques y prospectos para compartir costos de equipos yaprender de las experiencias obtenidas.– Apuntar a grandes volúmenes grandes de reservas.

!Transporte: aprender de tecnologías de transporte marítimo:– Gas Natural Licuado (GNL)

!Demanda:– Externa: propender por la integración energética Latinoamericana, GNL– Interna: incentivar el consumo de gas: GNV, térmico, industrial.

!Competencia:moverse antes que los países vecinos que poseen reservas

!Regulación: contratración Petrolera que incentive la inversión– Regalías– Régimen Contractual

Estrategias a seguir

56

Incentivos para la Exploración y Producción de Gas Natural

! Periodo de Evaluación: Determinación de Reservas y sincronización de los sectores“upstream” y “downstream” mediante estudios de factibilidad.

! Posibilidad de extender el inicio de la explotación, si la demora en la explotación escontrolada por razones económicas, distintas de políticas internas del inversionista.

! Compensación por demoras en inicio de la explotación: Incremento en los costos de capital(“uplift”) o posponer el pago de regalías.

! Modificar el régimen de regalías de acuerdo a la batimetría (profundidad marina).

! Duración: Diferenciación entre Gas Natural e hidrocarburos líquidos, con posibilidad deprórroga. El inicio puede estar ligado a un evento comercial, como la primera entrega deproducción.

Regulación


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Anailis Porter Dofa Petrolero