agencia nacional de hidrocarburos rendición de cuentas interna 2013 - 2014 diciembre 4 de 2014

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

3

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


13

Reservas de gas


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










Contenido

15

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


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


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


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


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


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


MUESTREO DE

SUBSUELO


30

• Pozos Profundos convencionales:

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

METODOS

REMOTO

S

METODOS DE

SUPERFICIE


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


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

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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…










Contenido

35

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


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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


38

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

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

Promoción y Asignación de ÁreasAtención al inversionista

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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.

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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.

43


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

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Trin

idad U

S

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il

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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


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


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


• 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


• 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


• 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


• 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











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


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










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 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 deAgua: 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).

89


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


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


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


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



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



98

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 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


99

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 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


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


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


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


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


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










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










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


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


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










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 [email protected]

5931717 Ext. 1555

mailto:[email protected]










Contenido

123

agencia nacional de hidrocarburos rendición de cuentas interna 2013 - 2014 diciembre 4 de 2014

Documents