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Contenido

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Vicepresidencia Técnica : Gestión del Conocimiento y de la Información Técnica

Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas

Vicepresidencia de Contratos de Hidrocarburos : Seguimiento a la exploración, Seguimiento a la Producción, Seguridad, Comunidades y Medio Ambiente

Vicepresidencia de Operaciones, Regalías y Participaciones : Reservas y Operaciones, Regalías y Derechos Económicos y Fiscalización

Vicepresidencia Administrativa y Financiera : Gestión Financiera, Talento Humano, Gestión Administrativa, Participación Ciudadana y Comunicaciones, Planeación, Seguimiento a la Gestión, PAA

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Compañías Petroleras

Cadena de Valor de la Industria del Petróleo

3

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 de incertidumbre (magnitud de los descubrimientos).

Rie

sgo

Nivel de Conocimiento

Exploración de Hidrocarburos

4

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 Subsuelo Marco Conceptual

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Estrategia de Inversión de Estudios Regionales Cadena de valor

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• 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 Técnica Proyectos 2014

GESTION DE LA INFORMACION TECNICA

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Gestión de la Información Técnica Proyectos 2014

GESTION DE LA INFORMACION TECNICA

• Ampliar la Capacidad del Banco de Información Petrolera –

$ 8.745 millones

Actualización y Modernización del EPIS

Data Room Virtual

Sísmica Pozos Infraestructura

Geografía y social

Cintoteca

Litoteca

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 Conocimiento Proyectos 2014

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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 REMOTOS

METODOS DE SUPERFICIE

METODOS DE VISUALIZACION

MUESTREO DE SUBSUELO

Métodos Remotos

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• Adquisición de Batimetría en el Pacifico Y Caribe -

• Aplicación de métodos remotos mediante la tecnología - Oil Finder Technology

• Adquisición y pre-procesamiento de información - aerogravimétrica y aeromagnetométrica Cuencas SSJ y VIM

$ 17.939 millones

$19.872 millones

$3.886 millones

Métodos Remotos Proyectos 2014

METODOS REMOTOS




11

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 REMOTOS




Método de Visualización

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• 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

Método de Visualización Proyectos 2014

METODOS REMOTOS




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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 REMOTOS




Torre de Perforación

REGISTROS ELÉCTRICOS:

Registros en subsuelo

Roca Reservorio

Roca Reservorio

Roca Sello

Roca Generadora

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• Muestreo del subsuelo en la cuenca Sinú – San Jacinto - • 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.

$ 31.317 millones

$21.965 millones

$1.462 millones

$ 1.315 millones

$ 10.678 millones

Muestreo del Subsuelo Proyectos 2014

METODOS REMOTOS




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• Pozos Profundos convencionales:

- Plato -1X-P – VIM – $ 136.467 millones (FDN)

METODOS REMOTOS




Muestreo del Subsuelo Proyectos 2014

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 11 de nov de 2014 – 16.380 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

F m . C i é n a g a d e O r o

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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 país Proyectos 2014

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Integración y Modelamiento Proyectos 2014

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

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Avance Indicadores plan 2020 2012 – 2014**

Tipo de estudio Plan 2020

Avance 2012

Avance 2013

Avance 2014 **

Acumulado 2012-2014**

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 11.827

Análisis de Muestras* (número de muestras) 24.500 12.450 7.720 4.938 25.108 0

Imágenes del Subsuelo (km de sísmica 2D) 9.500 4.094 10.330 20.448 0

Muestreo 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

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Métodos Remotos Métodos de Superficie

Análisis de Muestras Imágenes del subsuelo

Muestreo del Subsuelo

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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…

Contenido

20






Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas Participación en Eventos Nacionales e Internacionales

Durante el año 2014, la ANH

participó en 20 eventos nacionales

y 10 eventos internacionales.


Calendario 2014 FECHA EVENTO CIUDAD LUGAR

Febrero 13-14 Foro Colombia Genera CARTAGENA Centro de Convenciones

Febrero 19 Lanzamiento Ronda Colombia 2014 BOGOTÁ JW Marriot

Febrero 20 Primer Taller Nuevas Oportunidades Exploratorias BOGOTÁ JW Marriot

Febrero 26-28 Road Show Calgary – Ronda Colombia 2014 CALGARY Hotel Marriot

Marzo 3-7 CERAWeek 2014 (Road Show Houston) HOUSTON Hilton Americas

Marzo 12-14 Misión oficial del Gobierno de Colombia en Noruega OSLO Varios

Marzo 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 Triada

Mayo 14-16 10 Congreso Internacional de Minería y Petróleo CARTAGENA Hotel Hilton

Mayo 28-29 Colombia Energy Summit BOGOTÁ JW Marriott

Junio 4 Legal Risk of Offshore Exploration in Colombia BOGOTÁ Bogotá Estelar Windsor House

Junio 15-19 XXI World Petroleum Congress RUSIA Crocus Expo


Calendario 2014 FECHA 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 Regis

Octubre 20-23 Sexto Latin América Energy Conference CARTAGENA Hotel Santa Teresa

Octubre 20-24 Encuentro Mundial de Líderes Energéticos CARTAGENA Centro Convenciones

Octubre 28-31 Expo Oil & Gas Colombia BOGOTÁ Corferias

Octubre 29-30 Oil & Money Conference 2014 LONDRES InterContinena - Park Lane

Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas Publicaciones Nacionales e Internacionales

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.

La ANH ha implementado una estrategia de comunicación virtual para posicionar sus servicios/contenidos institucionales y la imagen del sector hidrocarburifero, 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.

Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas Presencia en Medios Digitales

https://www.facebook.com/ANHColombia

https://twitter.com/ANHColombia

https://www.youtube.com/channel/UCDocmYLeun6QDZqvcKKaEDg

https://plus.google.com/106581633883871844881/posts

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 hidrocarburifero colombiano es importante resaltar a ENI, Petrovietnam, Maersk, Mitsubishi y BG Group.

Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas Atención al Inversionista

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.

Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas Investigaciones 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.


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%

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100%

Ang

ola

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Pro

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Cas

h F

low

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

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.

Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas Investigaciones de Mercado – Estudio de Percepción de Clientes

Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas Investigaciones de Mercado – Estudio de Percepción de Clientes

Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas Ronda Colombia 2014 - Promoción

• 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.

Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas Ronda Colombia 2014 - Resultados

• 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%.


Total bloques/Contratos

firmados Hectáreas

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 24

Ronda Colombia 2010 68 6.878.152 101.149 1.350 20

Ronda Colombia 2012 50 7.052.692 141.054 2.600 52

Ronda 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.


TOP 5 EMPRESAS (COMPROMISOS EXPLORATORIOS)

Programa Mínimo Exploratorio + Inversión Adicional

PROPONENTE MONTO (MM USD)

ANADARKO (3 Bloques) 255

PAREX (2 Bloques) 250

SHELL/ECOPETROL (1 Bloque) 231

HOCOL (4 Bloques) 177

TALISMAN (1 Bloque) 67

TOP 5 BLOQUES CON MAYORES COMPROMISOS EXPLORATORIOS

Programa Mínimo Exploratorio + Inversión Adicional

BLOQUE MONTO (MM USD) PROPONENTE

1. SINOFF 7 (E&P OFFSHORE) 231 SHELL/ECOPETROL

2. VMM 9 (E&P NO CONVENCIONAL) 193 PAREX

3. COL 6 (TEA OFFHORE) 152 ANADARKO

5. PUT 30 (E&P CONTINENTAL) 67.3 TALISMAN

4. PUT 31 (E&P CONTINENTAL) 66.8 GRAN TIERRA/PETROAMERICA


• 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.

Actualidad y Retos a Futuro

• 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.


• 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.


• 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.


• 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.

Contenido

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Presentaciones PPT – 2014 - Carátula OffShore

Nicolas Mejia Mejia Vicepresidente de Promoción y Asignación de Áreas

Seguimiento a la Exploración

293

25

54

0

100

200

300

E&P TEAs Convenios E&P y de Explotación

Vicepresidencia de Contratos de Hidrocarburos Contratos vigentes suscritos por la ANH – 11 de noviembre de 2014

TOTAL CONTRATOS VIGENTES

372

43

Vicepresidencia de Contratos de Hidrocarburos Contratos E&P vigentes suscritos por la ANH por Departamento

44

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%

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0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Vicepresidencia de Contratos de Hidrocarburos Sísmica adquirida – 11 de noviembre de 2014

Km de Sísmica 2D equivalentes

Sísmica Adquirida 29.494 km 9.920

45

5.600

12.800

1.094

4.500

4.320

1.180

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

E&P TEA Asociación ANH OffShore Onshore

13.980

1.094

4.500

Vicepresidencia de Contratos de Hidrocarburos Pozos exploratorios (A2 y A3) – 11 de noviembre de 2014

Pozos Exploratorios (A2 y A3)

46

0

20

40

60

80

100

120

Perforados En perforación Movilizando equipo En obras civiles

98

4 2 6

47

Inversiones pendientes de los procesos competitivos

Proceso Competitivo TipoContrato Suma de Inversión Pendiente

E&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

Contratos E&P en Producción

0

2 7

20 25 36

51 65

75 66 67

0

3

7

13

22

37

59

76

105 114

56

86

107

118

146

182

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

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0

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100

120

140

160

180

200

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014(P)

Pro

me

dio

an

ual

- k

bp

d

Áre

as

en

se

gu

imie

nto

po

r a

ño

Evaluación Explotación Producción ANH a Octubre 31 de 2014

Entorno socio-ambiental del sector de hidrocarburos

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

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).

Entorno socio-ambiental

Estrategia de Gestión Territorial Equitativa y Sostenible del

sector hidrocarburos

1 Portal Geográfico Nacional: herramienta para la planificación de la Paz

Portal Geográfico Nacional Herramienta para la planificación de la Paz

Guía Técnica Colombiana de Buenas Prácticas Sociales para el sector hidrocarburos Hacia un relacionamiento optimo en el territorio

Programas en Beneficio de las Comunidades Responsabilidad 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

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

Ciudadana Transformación del conflicto

social hacia escenarios de dialogo territorial con el

liderazgo del Mininterior y PONAL

Estrategia de Gestión Territorial del sector hidrocarburos Un 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

Estrategia de Gestión Territorial del sector hidrocarburos Un camino hacia la Paz desde el sector hidrocarburos

Contenido

59






Indicadores Económicos

Producción Equivalente

60

*Cifras a Octubre 31 de 2014

Fuente: ANH

Gerencia de Reservas y

Operaciones

61

Estructura Administrativa Grupo de Reservas y Operaciones

Gerente Reservas y Operaciones

(Ingeniero de Petróleos)

Asesores Expertos en Yacimientos

(Ingenieros de Yacimientos)

Asesor Experto Transversal VORP

Ingeniero de Yacimientos

1

2

Experto G3 Grado 6 (e) (Ingeniero Químico)

Gestor T1 Grado 19 (e) (Ingeniero Civil)

1 1 Analistas T2 Grado 6 (provisionales)

(Ingeniero de Petróleos, Abogado)

Profesional de apoyo Ingeniero de Petróleos

1

2

1

Contrato 3

Planta global 5

62

63

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

64

EL 42,3% de las reservas de petróleo se encuentran en 6 campos.

Caracterización por tamaño de reservas de crudo Corte 31-dic-2013

TAMAÑO DE No. CAMPOS % RESERVAS

RESERVAS 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

65

CUENCAS

% part.

reservas

2012

% part.

reservas

2013

% VARIACIÓN

2012-2013

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 cuenca Corte 31-dic-2013

66

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.

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

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Resevas Probadas TPC Producción Anual TPC

6,9%

Histórico reservas probadas Gas

67

CUENCAS

% part.

reservas

2012

% part.

reservas

2013

% VARIACIÓN

2012-2013

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 cuenca Corte 31-dic-2013

68

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

69

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.

Gerencia de Fiscalización

Estrutura Administrativa Grupo de Fiscalización

Gerente Fiscalización

1

Grupo de Medición

Grupo Volumétrico de Producción

3 8

Grupo de Seguimiento a Operaciones

5 Grupo de Control de

Producción y Seguimiento a

Operaciones en Campo

14

Grupo de Planeación y

Gestión

7

Grupo de Aseguramiento

Jurídico

3

71

Producción de Crudo a Octubre de 2014

72

Producción de Gas a Octubre de 2014

73

Solicitudes de Perforación de Pozos a Octubre 2014

74

Pruebas extensas de producción a Octubre 2014

75

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 aguaalternada 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 de

Agua: La Hocha, Palermo, Brisas. Agua mejorada:Palogrande-Cebú, San Francisco, Tello. Inyecciónde aguaalternada 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).

76


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.

77

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).


78

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.


79

Retos Año 2015

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

80

Gerencia de Regalías y

Derechos Económicos

81

Estructura Administrativa Grupo de

Regalías y Derechos Económicos

Gerente Regalías y Derechos Económicos (Abogado)

Asesor Experto Despacho Presidencia asignado a GRDE

(Abogado)

Regalías Derechos

Económicos

Asesores Contratistas

(Ingeniero Eléctrico) (Economista) (Ingeniero de

Sistemas)

Outsourcing PWC (Economista)

1

1

1

Experto Código G3 Grado 6 ( E )

(Economista)

Gestor T1 Grado 15 Provisional

(Ingeniero de Sistemas)

1

1

Experto Código G3 Grado 5 (E)

(Contador Público) 1

Asesores Contratistas Contadores Públicos 2

4

82


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.

83

14,5 13,4

1,0

3,0

5,0

7,0

9,0

11,0

13,0

15,0

17,0

Presupuesto de Caja Ley 1606/12

Transferencias SGR

Cumplimiento Presupuesto SGR Bienio 2013-2014

(En Billones de Pesos)

Fuente: Cálculos ANH


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.

84

0

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


85

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

7,39

7,58

6,94

7,78

7,59

6,23

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

AÑO 2012

AÑO 2013

AÑO 2014

RECAUDO PRESUPUESTO

Decreto 1606 de 2012

Misión GRDE

Decreto 1243 de 2012




86

RECAUDO POR DERECHOS ECONÓMICOS A OCT 2014 (USD)


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 subsuelo Transferencia

de

Tecnología

Participación

en la

producción

Totales 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


87

RECAUDO POR DERECHOS ECONÓMICOS A OCT 2014 (USD)


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 producción

Año Precios Altos Uso del

subsuelo

Contratos de

Evaluación Técnica

Transferencia

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


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).

88


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.

89


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.

90

Logros alcanzados 2013-2014

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.

91

Retos Año 2015

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.

92

Contenido

93






Gestión Presupuestal

94

Ingresos

95

96

Millones de $

Concepto Ppto Inicial Causado

acumulado %

Recaudo acumulado

% Pendiente de cobro

%

Derechos Económicos ** 363.856 721.896 198% 718.432 197% 3.464 1%

Subsuelo - Exploración 12.966 17.056 132% 14.211 110% 2.845 22%

Subsuelo - Explotación 4.566 7.188 157% 7.154 157% 34 1%

Precios altos * 257.405 522.747 203% 522.747 203% - 0%

Campo Tello 61.928 106.715 172% 106.715 172% - 0%

Transferencia de tecnología 7.667 3.884 51% 3.299 43% 585 8%

X% de participación en la producción 19.325 64.307 333% 64.307 333% - 0%

Venta de información petrolera 8.534 13.154 154% 12.275 144% 879 10%

BIP 7.700 12.929 168% 12.055 157% 874 11%

Litoteca 834 225 27% 220 26% 5 1%

Subtotal Ingresos Misionales 372.390 735.050 197% 730.707 196% 4.343 1%

Otros Recursos de Capital 0 2.135 - 2.135 - 0 -

Rendimientos Financieros 0 1.075 - 1.075 - - -

Recursos de Balance 0 1.059 - 1.059 - - -

Otros Ingresos 0 34.046 - 34.046 - - -

TOTAL EJECUCION 372.390 771.230 207% 766.887 206% 4.343 1%

Ingresos a 31-10-14 (Sin excedentes financieros)

97

Millones de $

Concepto Ppto Inicial Causado

acumulado %

Recaudo acumulado

% Pendiente de cobro

%

Derechos Económicos ** 363.856 721.896 198% 718.432 197% 3.464 1%

Subsuelo - Exploración 12.966 17.056 132% 14.211 110% 2.845 22%

Subsuelo - Explotación 4.566 7.188 157% 7.154 157% 34 1%

Precios altos * 257.405 522.747 203% 522.747 203% - 0%

Campo Tello 61.928 106.715 172% 106.715 172% - 0%

Transferencia de tecnología 7.667 3.884 51% 3.299 43% 585 8%

X% de participación en la producción 19.325 64.307 333% 64.307 333% - 0%

Venta de información petrolera 8.534 13.154 154% 12.275 144% 879 10%

BIP 7.700 12.929 168% 12.055 157% 874 11%

Litoteca 834 225 27% 220 26% 5 1%

Subtotal Ingresos Misionales 372.390 735.050 197% 730.707 196% 4.343 1%

Otros Recursos de Capital 0 172.325 - 172.325 - 0 -

Rendimientos Financieros 0 1.075 - 1.075 - - -

Recursos de Balance 170.190 171.249 - 171.249 - - -

Otros Ingresos 0 34.046 - 34.046 - - -

TOTAL EJECUCION 542.580 941.420 174% 937.077 173% 4.343 1%

Ingresos a 31-10-14 (Con excedentes financieros)

98

Comparativo Ingresos a 31-10-14 vs 31-10-13 (Sin excedentes financieros)

Millones de $

Concepto Ppto Inicial

2014

Recaudo acumulado

2014

Recaudo acumulado 2013

% 2014 Vs 2013

Derechos Económicos ** 363.856 718.432 640.642 112%

Subsuelo - Exploración 12.966 14.211 24.815

Contratos E & P Canon 9.266 12.014 17.182 70%

Contratos TEAS 3.700 2.197 7.633 29%

Subsuelo - Explotación 4.566 7.154 10.318 69%

Contratos E & P Producción** 4.566 7.154 10.318 69%

Precios altos * 257.405 522.747 432.444 121%

Campo Tello 61.928 106.715 132.954 80%

Transferencia de tecnología 7.667 3.299 13.168 25%

X% de participación en la producción 19.325 64.307 26.943 239%

Venta de información petrolera 8.534 12.275 11.439 107%

BIP 7.700 12.055 10.475 115%

Litoteca 834 220 964 23%

Subtotal Ingresos Misionales 372.390 730.707 652.081 112%

Rendimientos Financieros 0 1.075 4.545 24%

Recursos de Balance 0 1.059 1.492 71%

Venta de Activos - 0 24

Excedentes Financieros - - -

Otros Recursos de Balance-Intereses mora - 1059 1.468 72%

Otros Recursos de Capital 0 2.135 6.037 35%

Otros Ingresos 0 34.046 113.274 30%

TOTAL EJECUCION 372.390 766.887 771.392 99%

99

Gastos

100

Fuente de información: SIIF Nación

Millones de pesos

2014

Concepto Apropiación

Vigente Compromisos

Octubre % Comp.

/Aprop. Vigente Obligado Octubre

% Oblig. /Aprop. Vigente

Funcionamiento 258.044 67.560 26% 44.711 17%

Inversión 284.536 235.926 83% 74.185 26%

Total Entidad 542.580 303.486 56% 118.896 22%

2013

Concepto Apropiación

Vigente Compromisos

Diciembre % Comp.

/Aprop. Vigente Obligado

Diciembre

% Oblig. /Aprop. Vigente

Funcionamiento 134.009 107.717 80% 106.137 79%

Inversión 313.820 303.006 97% 294.771 94%

Total Entidad 447.829 410.722 92% 400.908 90%

Seguimiento Ejecución Presupuestal

10% 10% 10% 10% 10%

22%

39%

66%

78% 83%

10% 10% 10% 10% 10%

22%

39%

66%

78% 83%

87% 88%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

Avance Plan de choque

Fuente de información: SIIF Nación

Compromisos – Inversión

Seguimiento Ejecución Presupuestal – Octubre 2014

101

Avance a octubre = 83% $235.926 millones

Gastos a 31-10-14 (Sin transferencias por excedentes financieros)

102

Cifras en millones de pesos

Concepto Ppto Inicial CDP % Saldo

apropiación

RP % Obligaci

on % Pago %

Gastos de Personal 25.693 23.142 90% 2.551 16.243 63% 15.569 61% 15.569 61%

Gastos generales 9.895 8.945 90% 950 8.431 85% 5.056 51% 5.056 51%

Transferencias corrientes 5.394 3.631 67% 1.763 3.631 67% 2.445 45% 2.445 45%

Gastos de comercialización 46.872 42.527 91% 4.345 39.255 84% 21.641 46% 21.512 46%

Total Funcionamiento 87.854 78.245 89% 9.609 67.560 77% 44.710 51% 44.581 51%

Sistemas de Información 6.000 5.854 98% 146 3.689 61% 1.118 19% 861 14%

Divulgación asistencia técnica

7.800 7.633 98% 167 7.610 98% 6.211 80% 6.211 80%

Estudios Regionales 245.888 212.942 87% 32.946 212.827 87% 56.693 23% 55.094 22%

Gestión del entorno 20.000 11.792 59% 8.208 11.781 59% 10.161 51% 10.161 51%

Formacion de capital humano (PC)

4.848 4.848 100% 0 19 0% 0 0% 0 0%

Total Inversión 284.536 243.069 85% 41.467 235.927 83% 74.183 26% 72.326 25%

Total Ejecución 372.390 321.314 86% 51.076 303.486 81% 118.894 32% 116.907 31%

Gastos a 31-10-14 (Con transferencias por excedentes financieros)

103


Concepto Ppto Inicial CDP % Saldo

apropiación

RP % Obligaci

on % Pago %

Gastos de Personal 25.693 23.142 90% 2.551 16.243 63% 15.569 61% 15.569 61%

Gastos generales 9.895 8.945 90% 950 8.431 85% 5.056 51% 5.056 51%

Transferencias corrientes 175.584 3.631 2% 171.953 3.631 2% 2.445 1% 2.445 1%

Gastos de comercialización 46.872 42.527 91% 4.345 39.255 84% 21.641 46% 21.512 46%

Total Funcionamiento 258.044 78.245 30% 179.799 67.560 26% 44.710 17% 44.581 17%

Sistemas de Información 6.000 5.854 98% 146 3.689 61% 1.118 19% 861 14%


7.800 7.633 98% 167 7.610 98% 6.211 80% 6.211 80%

Estudios Regionales 245.888 212.942 87% 32.946 212.827 87% 56.693 23% 55.094 22%

Gestión del entorno 20.000 11.792 59% 8.208 11.781 59% 10.161 51% 10.161 51%

Formacion de capital humano (PC)

4.848 4.848 100% 0 19 0% 0 0% 0 0%

Total Inversión 284.536 243.069 85% 41.467 235.927 83% 74.183 26% 72.326 25%

Total Ejecución 542.580 321.314 59% 221.266 303.486 56% 118.894 22% 116.907 22%

20.000

11.792 11.781

10.161 10.161

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

Gestión del entorno

Apropiacion

CDP

RP

Obligacion

Pago

7.800 7.633 7.610

6.211 6.211

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000


Apropiacion

CDP

RP

Obligacion

Pago

6.000 5.854

3.689

1.118 861

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

Sistemas de Información

Apropiacion

CDP

RP

Obligacion

Pago

245.888

212.942 212.827

56.693 55.094

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

Estudios Regionales

Apropiacion

CDP

RP

Obligacion

Pago

Inversión a 31-10-14

98%

87%

98% 98%

80% 80%

59%

19%

61%

59% 51% 51%

87%

14% 22% 23%


104

Ejecución Presupuestal SGR

105

$ 21.214

$ 8.875

$ 12.339

$ 5.777

$ 3.098 $ 3.755 $ 3.755

$ 0

$ 2.000

$ 4.000

$ 6.000

$ 8.000

$ 10.000

$ 12.000

$ 14.000

$ 16.000

$ 18.000

$ 20.000

$ 22.000

Apropiación CDP Apropiación

Disponible

RP Por

Comprometer

Obligaciones Pagos

Fiscalización - SGR Acumulado a Octubre 31 de 2014

(Millones de $)

42%

18% 18%

27%

106

Ejecución Presupuestal SGR

$ 40.000

$ 30.204

$ 9.796

$ 30.204

$ 0

$ 24.966 $ 24.853

$ 0

$ 5.000

$ 10.000

$ 15.000

$ 20.000

$ 25.000

$ 30.000

$ 35.000

$ 40.000

$ 45.000

Apropiacion CDP Apropiacion

Disponible

RP Por Comprometer Obligaciones Pagos

Cartografia - SGR Acumulado a Octubre 31 de 2014

(Millones de $)

76%

62% 62%

76%

107

Excedentes financieros

Excedentes Financieros 2013 2014 2015

Valor apropiado por vigencia

$ 52.090 $ 170.190 $ 402.000*

Millones de pesos

*Valor proyectado

Modelo Integrado de Planeación y de Gestión

Plan de Acción 2014

108

109

Implementación del Modelo Integrado de Planeación y Gestión Logros

Plan de acción 2014 Política de Gestión Misional y de Gobierno

Proyecto: Estudios regionales para la exploración de hidrocarburos

Métodos remotos Métodos de superficie Visualización Muestreo del Subsuelo Estudios Integrados y Modelamiento Entidades documentales del Banco de Información Petrolera

$42.337

$4.924

$58.349

$57.798

$73.700

$8.781

$245.888

Cifras en $millones

110

Proyecto: Gestión del Entorno Nacional

Comunidades Medio Ambiente Gestión del entorno socio-político

$7.369

$8.431

$4.200

$20.000

Cifras en $millones

111


Proyecto: Divulgación y Promoción

Comportamiento del mercado Comunicaciones Medios impresos y digitales Promoción nacional e internacional

$1.496

$646

$676

$4.982

$7.800

Cifras en $millones

112


Proyecto: Funcionamiento BIP

Funcionamiento del Banco de Información Petrolera – EPIS y Cintoteca y Funcionamiento de la Litoteca Nacional

$10.005

$10.005

Cifras en $millones

113


Proyecto: Auditoría a los Contratos de Hidrocarburos

Seguimiento a los contratos de hidrocarburos $4.766

$4.766

Cifras en $millones

114


Proyecto: Administración de los recursos hidrocarburíferos

Evaluación del potencial de hidrocarburos del país Regalías, Participaciones y Derechos Económicos Prácticas de comercialización de regalías Fiscalización actividades de exploración y explotación de hidrocarburos

$400

$1.265

$4.050

$5.607

$11.322

Cifras en $millones

115


Proyecto: Desarrollo Científico y Tecnológico

Adquisición y apropiación de nuevo conocimiento asociado a los retos de las nuevas actividades YNC y offshore Fortalecer las capacidades para el desarrollo del conocimiento científico y tecnológico del sector hidrocarburífero en Colombia

$1.530

$3.318

$4.848

Cifras en $millones

116


Plan de acción 2014 Política de Transparencia, Participación y Servicio al Ciudadano

Proyecto: Plan Anticorrupción

Servicio al Ciudadano Rendición de cuentas Comunicación al ciudadano

$112

$100

$-

$212

Cifras en $millones

117

Plan de acción 2014 Política de Gestión del Talento Humano

Proyecto: Desarrollo del Talento Humano y Comunicaciones

Bienestar social e incentivos Desarrollo Sistema de Gestión de la Salud y Seguridad en el Trabajo Capacitación Comunicación interna

$872

$70

$1.220

$-

$2.162

Cifras en $millones

118

Plan de acción 2014 Política de Eficiencia Administrativa

Proyecto: Estrategia de Tecnología de Información

Asesoría, Diseño, Adquisición, Mantenimiento y Construcción de los sistemas de información de la ANH

$6.000

$6.000

Cifras en $millones

119

Proyecto: Fortalecimiento Organizacional

Administración y Recursos Físicos Sistemas de Información

$3.473

$5.254

$8.727

Cifras en $millones

120


Proyecto: Gestión Estratégica

Planeación Gestión por Proyectos Gestión de la Calidad

$33

$64

$80

$117

Cifras en $millones

121


Proyecto: Ejecución Eficiente de los Recursos Financieros

Sistemas Adecuados para Seguimiento y Control Gestión presupuestal

$431

$-

$431

Cifras en $millones

122

Plan de acción 2014 Política de Gestión Financiera

Planeación

123

• Implementación metodología para la gestión de proyectos, basada en PMI

• Implementación nueva metodología de cadena de valor para la formulación de proyectos de inversión

• Proyectos formulados y validados por DNP - Estudios Regionales - Promoción y Divulgación - Ciencia y Tecnología - Gestión del Entorno Nacional

• Proyectos pendientes de validación

- Gestión de Tecnologías de la Información y Comunicaciones - Construcción y dotación de la Infraestructura sedes ANH

Gestión por Proyectos Logros

124

125

Seguimiento a la gestión

Consejo Directivo

Comité Estratégico

Comités Primarios

Seguimiento a los PPP y

Acuerdo de Gestión

29 sesiones

8 sesiones

contenido · 2018-06-26 · la anh ha implementado una estrategia de comunicación virtual para...

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