31/03/14  

1  

Clima de Inversión en la Región, Acceso a Recursos y Modelos Contractuales

Rodolfo Guzmán Socio (Oficina Houston) Arthur D. Little, Inc. guzman.r@adlittle.com

Conferencia LATINVE&P 2014 Lima, 26 de Marzo de 2014

2

2012

2013

2014 (Proyectado)

Fuentes: Históricos: FMI – World Economic Outlook Report (October 2013) and Update (January 2014) , Proyecciones: The Economist (March 2014 y The World in 2014)

4 3,7 4,7

Colombia

5,6 1

-1,8

Venezuela

1 2,3 1,8

Brazil

5,2 5,4 4,6

Bolivia 1,9 3,5

-0,6 Argentina

5,6 4,4 4,1

Chile

6,3 5,4 6

Peru

3,7 1,2

3

Mexico

5,1 4 4

Ecuador

Crecimiento Real de PIB (% Anual)

Excepto por Venezuela y Argentina, Latinoamérica presenta perspectivas favorables de crecimiento económico en 2014

31/03/14  

2  

3

79

123

28

101

164

121

País 2014

Singapur 1

Estados Unidos 4

Noruega 9

Arabia Saudita 26

Nigeria 147

República del Chad 189

131

43

135

34

126

181

126

162

2006

Indice “Doing Business”– Latinoamérica

Source: Doing Business 2014 World Bank

2014

N/D 53

65 42

No obstante, existen marcados contrastes en el clima de inversión general de los países de la región

4

Con reservas probadas de crudo de 340 mil millones de barriles, Latinoamérica en su conjunto es una región exportadora neta de hidrocarburos

Balance de Reservas y Producción de Petróleo en Latinoamérica – 2012

Source: BP Statistical Review 2013, KBD: Miles de barriles diarios, KMM: Miles de millones , bbl: barriles

0

1

2

3

4

Reservas Provadas

Producción/Demanda

KMM bbl 2012 KBD

0

1000

2000

3000

4000

Venezuela

0 1000 2000 3000 4000

Brasil

0 1000 2000 3000 4000

Argentina

0 1000 2000 3000 4000

Chile

0 1000 2000 3000 4000

Peru

0 1000 2000 3000 4000

Ecuador

0 1000 2000 3000 4000

Colombia

0 1000 2000 3000 4000

Mexico

11.4

2.5

15.3

2.2

8.2

1.2

297.6

Tendencia de Producción

2020

31/03/14  

3  

5

Crudos Livianos

Crudos Pesados / Extra Pesados

Gas Natural

Marañon

Faja Orinoco

Deltana

Camisea

Guyana/Suriname

Santos Campos

Espirito Santo

Sergipe-Alagoas

Foz de Amazonas

Golfo de Venezuela

ITT Llanos Piedemonte

Neuquen

San Jorge

Maracaibo

Eastern

Altiplano

México

Chicontepec

Aguas Profundas

Burgos

La mayoría de los países de la región cuentan con cuencas de significativo potencial

Shale oil / Shale gas

6

Venezuela

Colombia

Latinoamérica tiene un importante potencial de hidrocarburos no convencionales

n  Shale Gas / Tight Gas (545 TCF) n  Shale Oil (13.1 Bn bbl) n  Cudo Extra Pesado (2.2. Bn bbl 3P)

México

n  Extra Heavy Oil (20 Bn bbl) n  Shale Gas (55 TCF) n  Shale Oil (6.8 Bn bbl)

n  Shale Gas / Tight Gas (802 TCF) n  Shale Oil (27.0 Bn bbl)

Argentina

n  Crudo Extra Pesado(513 Bn bbl) n  Shale Gas (167 TCF) n  Shale Oil (13.4 Bn bbl)

n  Shale Gas (245 TCF) n  Shale Oil (5.3 Bn bbl) n Oil Shale (50 to 80 Bn bbl)

Brasil

n  A pesar del enorme potencial, los no convencionales de Latinoamérica siguen sin desarrollarse

n  La mayoría de los países no tienen un marco regulatorio para no convencionales

n  Colombia y Argentina están avanzando en esta dirección

Source: EIA 2013 Shale Report; Arthur D. Little's analysis *Nota: (#) Recursos Estimados

31/03/14  

4  

7

6

3,3

2,7

2,4

5,8

3,3

3,3

5

4,4

11,6

10,4

10,6

2,2

2,7

2,9

3

3

3,5

3,5

3,8

4,2

9,2

10,7

11,7

Brasil

Venezuela

Mexico

Kuwait

Iraq

U.A.E

Iran

Canada

China

US

Russia

Saudi Arabia

Production (MM blsd)

2012

2020

Principales Productores de Petróleo en el Mundo

n  Tendencias declinantes en reservas y producción

n  Grandes expectativas entorno a la reforma energética

México, Venezuela y Brasil continuarán posicionados entre los principales productores de petróleo del mundo

Fuente: IEA 2013

268

27

Reservas Probadas en Miles de Millones de Barriles (EIA)

80

26

173

155

98

143

10

104

13

297

n  Inmenso potencial en la Faja del Orinoco

n  Entorno político muy complejo

n  Planes agresivos para desarrollos del Presal

n  Fuertes retos de ejecución para Petrobras

8

Latinoamérica dependerá cada vez más de los mercados asiáticos para colocar sus excedentes de hidrocarburos

Flujos de Comercio Internacional de Crudo

Importaciones de la región

Exportaciones de la región

Flujos Potenciales 2020

(Data in kbd)

31/03/14  

5  

9

El mayor intercambio comercial con Asia ha estado acompañado por fuertes inversiones de empresas chinas en el sector de E&P latinoamericano

Inversión Asiática en Latinoamérica

0

100

200

300

400

500

600

2008 2009 2010 2011 2012 2008 2009 2010 2011 2012

Venezuela Brasil Mexico Colombia Kbld

Exportaciones de Crudo a China Exportaciones de Crudo a India

Fuente: EIA Americas Liquidis and Gas Trends, Enero 2014

País Empresa MMUSD Activo Argentina Sinopec 2.5 100% Occidental Argentina CNOOC 3.1 Bridas Energy

Brasil Sinopec 7.1 40% Repsol-YPF de Brasil Brasil Sinopec 5.2 30% Galp Energia Brasil Sinochem 3.1 40% Campo Peregrino

Ecuador CNPC ND Participación en RDP y bloques de E&P Venezuela CNPC 40 Billon Proyecto Junin 4 Venezuela Sinopec Proyecto Junin 1 y 8

10

Las agendas energéticas de los países latinoamericanos buscan atender distintas prioridades que dependen del potencial y oportunidades de cada país

n  Desarrollos de gas offshore y Faja del Orinoco

n  Desarrollo de crudo pesado en la Selva norte

n  Modernización Refinería Talara

n  Refinería RDP n  Desarrollo de crudos pesados del ITT

n  Desarrollos de cuencas del Pre-sal n  Construcción de nuevas refinerías

n  Desarrollos en shale oil / gas n  Déficit creciente en el comercio de

energía

n  Reforma energética n  Exploración en aguas profundas

n  Exploración offshore n  Nueva Ronda 2014

n  Ronda 2014 enfocada en aguas profundas y oportunidades de no convencionales

n  Promoción de Renovables/No Convencionales

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6  

11

Los descubrimientos del Pre-Sal en Brasil se traducen en la más alta prospectividad para Brasil, mientras que Colombia se destaca por sus términos contractuales

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

Argentina Bolivia Brazil Colombia Ecuador Peru Trinidad y Tobago

Venezuela

Prospectividad Términos fiscales y contractuales Atractivo general

Percepción de atractividad de países en América Latina

No atractivo

Muy atractivo

Fuente: Estudio de percepción de inversionistas de Arthur D. Little para ANH - 2011

12

Aunque Brasil presenta hoy el mayor potencial de la región, la Reforma Mexicana ha generado grandes expectativas para las IOCs

Colombia Brasil

Perú México

n Grandes descubrimientos en el Presal posicionan al país como una potencia petrolera emergente

n El nuevo de modelo de “Production Sharing” reduce el atractivo para las IOCs

n Condiciones comerciales, políticas y económicas favorables para la inversión

n Incremento en la producción de crudo, pero persiste la incertidumbre sobre la materialidad de los prospectos

n Condiciones comerciales, políticas y económicas favorables para la inversión

n Producción modesta y potencial geológico incierto, aunque con interesantes perspectivas para el crecimiento de la oferta de gas natural

n Significativo potencial en aguas profundas e hidrocarburos no convencionales

n Después de 75 años de nacionalización la Reforma Energética busca dar respuesta a tendencias declinantes de reservas y producción

31/03/14  

7  

13

Ecuador Argentina

Bolivia

n Gran potencial para el desarrollo de no convencionales (formación Vaca Muerta)

n Industria petrolera con marcado intervencionismo estatal y rigidez de condiciones comerciales

n Geología madura, con potencial para incorporación de reservas adicionales, no necesariamente por exploración

n Altísima sensibilidad ambiental en la frontera exploratoria

n Enorme potencial en la Faja del Orinoco n El riesgo político y la inestabilidad regulatoria

son las principales barreras para la inversión

n Desconocimiento/revisión discrecional de contratos

n Potencial hidrocarburífero remanente considerable, sobre todo de gas natural

Las tendencias nacionalistas en Venezuela y Bolivia han desalentado la inversión privada, y el potencial hidrocarburífero de esos países sigue subexplotado

Venezuela

14

n  El principal desafío para la región es superar la

creciente inestabilidad política y regulatoria n  Colombia y Perú a pesar de ser focos de

inversión aún necesitan probar su potencial geológico

n  Persisten preocupaciones por las condiciones de seguridad, en países como Venezuela, México y Colombia

n  Otros retos incluyen la alta conflictividad laboral, permisología ambiental y retrasos en el desarrollo de infraestructura

Los principales desafíos para la inversión petrolera en Latinoamérica están relacionados con los riesgos políticos y la estabilidad jurídica

Principales desafíos para el sector Oil & Gas en Latinoamérica

(#) = Veces que un ítem fue mencionado por diferentes compañías

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18

Geología

Medioambientales

Seguridad personal

Términos contractuales

Términos fiscales

Estabilidad jurídica

Riesgos políticos

Fuente: Estudio de percepción de inversionistas de Arthur D. Little para ANH - 2011

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8  

15

Existen diferencias importantes en el alcance de los roles y actividades que realizan cada una de las Agencias Regulatorias en la región

Roles

Definición Política Energética

Regulación Técnica

Asignación de Áreas Exploratorias

Supervisión de contratos

Fiscalización técnica

Fiscalización de regalías

Administración de regalías

Responsable 100% de la actividad No realiza la función descrita

16

Los modelos de contratación más comunes en la región son los de Concesiones, aunque también se utilizan esquemas de Producción o Ganancia Compartida

n La empresa contratista, en cabeza del pozo

Licencias o Concesiones Producción o Ganancia Compartida

Propiedad del hidrocarburo*

Government take

n La empresa contratista y el Estado, cada uno proporcionalmente a su participación en el beneficio

Principalmente:

n Regalías

n  Impuestos

n Regalías, si aplica n Participación en el beneficio n  Impuestos

Agencias

*Nota: La nueva Reforma Energética en México contempla distintos modelos contractuales, pero la propiedad de los hidrocarburos es del Estado

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9  

17

Las principales Agencias de la región han desarrollado una intensa actividad de asignación de áreas exploratorias en años recientes

Rondas Realizadas

■  Rondas Bianuales

■  Rondas anuales hasta el 2009.

■  Dos rondas adicionales en el 2013

■  4 rondas desde 2007

■  Rondas anuales desde el 2011

■  Offshore: 2 rondas desde 2009

■  Onshore: negociación directa

■  3 rondas desde 2009

Criterios de Asignación

■  Participación en la producción

■  Inversión mínima adicional

■  Bono de Entrada

■  Contenido Nacional

■  Plan de Trabajo adicional al Mínimo

■  Oferta económica (mayor porcentaje de regalía)

■  Menor tarifa de operación

■  Inversión adicional a la mínima estimada

■  40% PE ■  40%

Económico ■  20%

asociación

■  Participación en el PSC

■  Inversión ■  Bono de

Entrada

18

Colombia es uno de los países que ha avanzado más en la definición de condiciones contractuales específicas para el desarrollo de recursos no convencionales

n Descuento del 40% en el pago de regalías con respecto a la tasa convencional y precio base más alto para activar Clausula de Precios Altos

n Periodos exploratorios más largos (8 años)

n La ANP esta centrada en mejorar la información geológica y no hay aún regulación especial

n En la ronda 2013 se incluyó una clausula que amplia el periodo de exploratorio de hasta 7 años para no convencionales

n No se ha definido una regulación especial

n Grupo interinstitucional liderado por la CNH para definir marco regulatorio de la explotación de No Convencionales

n Periodos exploratorios más largos (6 años)

n Existe una iniciativa crítica para la investigación y promoción del Shale Gas de la región

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10  

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Brasil concluyó en el 2013 su primera Ronda de Bloques Pre-Sal recibiendo una sola oferta para el bloque Libra

Fuente: ANP

Primera Ronda Pre-Sal 2013 – Bloque Libra

§  Actualmente los bloques del Pre-Sal en Brasil cuentan con una producción de 295 Mbld

§  Las reservas de Libra se estiman entre 8 y 12 billones de barriles de crudo liviano

§  Plazo total del contrato (PSA) es de 35 años y 4 años de fase exploratoria

§  El bono de entrada mínimo se fijó en USD $ 6.6 billones

§  El bloque fue asignado a un Consocio con la participación de Shell 20%, Total 20%, CNPC10% y CNOOC 10%

§  Petrobras es único operador con una participación mínima del 30%

Cuenca Sector Reservas (Bbln Bbls) Área (Has)

Santos SS-UAP 8 -12 1,548

20 20

México ha aprobado una nueva reforma energética para superar los desafíos actuales y avanzar hacia un sector energético sostenible

Alcance de la Reforma Energética Mexicana

Pemex y Comisión Federal de Electricidad

Empresas productivas del Estado Fondo Mexicano del Petróleo para la

Estabilización y el Desarrollo Recibir, administrar y distribuir los ingresos

petroleros

SENER Definición de política energética,

asignaciones a PEMEX y selección de áreas

Comisión Reguladora Energía Regulación de almacenamiento,

transporte y distribución petrolíferos Permisos para generación

Reforma de art. 25, 27 y 28 de la Constitución Los recursos son propiedad del Estado

Su exploración y explotación se puede adjudicar a PEMEX o a terceros; 4 tipos de contratos

Comisión Nacional Hidrocarburos Armar licitaciones, seleccionar

adjudicatarios y administrar contratos

Ambiente Sostenibilidad, renovables, energías y combustibles limpios, reducción de

emisiones

Reforma energética

2013

Centro Nacional de Control de Energía

Operar Sistema Eléctrico Nacional y Mercado Eléctrico Mayorista

Fortalecimiento

Creación Fortalecimiento Descentralización

Fortalecimiento

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11  

21 21

La reforma Mexicana prevé cuatro modalidades de contratación. SENER definirá la modalidad apropiada en cada caso para maximizar los ingresos de la Nación

Modalidades de Contratación – Reforma Energética Mexicana

n  Contratista minimiza el riesgo, a excepción de contratos de servicios con riesgo donde contratista asume riesgo geológico

n  Beneficio del contratista es el pago por servicios realizados

Contratos de Servicios

n  Contratista y Nación comparten el riesgo n  Contratista y Nación comparten los beneficios en función de la utilidad obtenida

Contratos de Utilidad

Compartida

n  El contratista asume todo el riesgo n  Adjudicación de áreas para exploración y explotación n  Nación mantiene la propiedad de los hidrocarburos en el subsuelo

Contratos de Licencia

n  El contratista asume el riesgo geológico, mientras que la Nación minimiza el riesgo n  Nación y contratista comparten los beneficios en función de la producción obtenida

Contratos de Producción compartida

Descripción

22

Conclusiones

n Brasil ha pasado a las grandes ligas, pero su modelo para el Presal aún debe probarse

n La Reforma Mexicana ha generado fuertes expectativas y podría dinamizar los desarrollos en aguas profundas

n Los desarrollos de la Faja del Orinoco en Venezuela siguen esperando por un mejor clima político

n Argentina precisa generar mas confianza para que se materialicen las inversiones en Vaca Muerta

n Colombia y Perú son encomendables por sus esfuerzos para promover la inversión en E&P

Latinoamérica es muy heterogénea en cuanto al tipo de oportunidades petroleras y las condiciones para la inversión privada

El futuro energético de la región dependerá en gran medida de la efectividad de los gobiernos para crear un clima de confianza para la inversión