V Congreso Internacional de Minería, Petróleo y Energía

- EL GAS COMO PALANCA DE DESARROLLO EN COLOMBIA Y

LATINOAMÉRICA -

Armando Zamora ReyesDirector General

Cartagena, junio de 2009

Contenido

1. Reservas de gas

2. Producción

3. Potencial

4. Exploración

5. Infraestructura y Mercado

2

Reservas y recursos de gas por cuenca (Gpc)a 31 de mayo de 2009

3

1. Expectativas de áreas en exploración

Nota: las reservas probables y posibles son estimativos de la ANH

EN PRODUCCIÓN

EN EVALUACIÓN

TOTAL EN

EVALUACIÓN RECOBRO

ADICIONAL 5% TOTAL

EN EVALUACIÓN

PROSPECTIVAS

(1) TOTAL

CAGUÁN - PUTUMAYO - - - - - - - - CATATUMBO - - - - - - - - CESAR RANCHERÍA - - - - - - - - CORDILLERA ORIENTAL 416 416 298 298 47 40 87 801 GUAJIRA 2.284 2.284 279 279 64 6.570 6.634 9.197 LLANOS ORIENTALES 1.063 1.063 1.367 1.367 719 - 719 3.149 SINÚ - SAN JACINTO - - - - - - - - VALLE INFERIOR DEL MAGDALENA 426 426 29 29 - 3.828 3.828 4.283 VALLE MEDIO DEL MAGDALENA 78 78 3 3 61 56 117 198 VALLE SUPERIOR DEL MAGDALENA 6 6 4 4 - - - 10

TOTAL (MBEP) 4.273 - 4.273 1.980 - 1.980 891 10.494 11.385 17.638

CUENCA

PROBADAS PROBABLES POSIBLES

TOTAL

Contenido

1. Reservas de gas

2. Producción

3. Potencial

4. Exploración

5. infraestructura y Mercado

4

575597 603

578

615

648

680

730

874895

500

600

700

800

900

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009(Feb)

MPCD

Producción gas

Promedio Anual Producción Mensual

5

575597 603

578

615

648680

730

874

932

500

600

700

800

900

1.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009(May)

MPCD

900

851

841

871

944

915

885

823

860

932907

968

994

800

850

900

950

1.000

May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May

MPCD

2008 2009

Nuevos campos descubiertos de gas desde la creación de la ANHPotencial de producción (KPCD)

6

En producción

En producción

ProducciónSuspendido Suspendido Suspendido

Contenido

1. Reservas de gas

2. Producción

3. Potencial

4. Exploración

5. infraestructura y Mercado

7

Yet to findIHS, 2008 (*)

CUENCAPotencial(MMBPE)

Bajo Medio AltoCaguán-Putumayo 255 300 955Catatumbo   200 199Cauca-Patía   10 50Cesar-Ranchería 17 44 49Chocó   50 978Chocó Offshore   50 798Colombia   50 50Cordillera Oriental 16 450 574Guajira 30 100 185Guajira Offshore 226 350 1.929Llanos Orientales   500 1.463Los Cayos   10 11Sinú Offshore   50 784Sinú-San Jacinto   50 1.011Tumaco   50 688Tumaco Offshore   50 618Urabá   10 199Vaupés-Amazonas   50 1.240VIM 312 450 510VMM   600 1.014VSM   550 569

TOTAL 856 3.974 13.874

8(*) IHS, Evaluation of resources and strategies for investment planning, 2008

Gas metano asociado al carbón

El potencial se estima en 17.8 TPC del total de gas in situ, de los cuales unos 7.5 TPC podrían ser comercialmente recuperados

Potencial de gas metano asociado al carbónDepósitos de carbón

Fuente: Arthur D. Little Inc.

RegiónCarbón

explotable en el lugar (G mt)

Total en el lugar (G mt)

Gas en el lugar

(Tcf)

Reservas recuperables

(Tcf)

Guajira 4.5 13.6 4.8 2.4

Cesar 6.6 19.7 6.9 3.4

Córdoba 0.7 2.2 0.8 -

Antioquia 0.5 1.4 0.5 -

Valle del Cauca 0.2 0.7 0.3 -

Huilla 0.0 0.0 0.0 -

Cundinamarca 1.5 4.4 1.6 0.8

Boyacá 1.7 5.2 1.8 0.9

Santander 0.5 1.4 0.5 -

Norte de Santander 0.8 2.4 0.8 -

Total potencial 17.0 51.0 17.8 7.5

9

Gas Shale

El potencial se ha estimado en aproximadamente 32 TPC de reservas recuperables

Potencial de gas shaleDepósitos de gas shale

Shale gas deposit

1

3

2

Un potencial adicional de magnitud similar a la de la cuenca del Valle Medio del Magdalena puede presentarse en la Cordillera Oriental / cuenca Bogotá, pero no existen estudios geoquímicos disponibles que confirmen dicha hipótesis

CuencaÁrea

(sq km)1

Net pay (meters)2

Gas en el lugar (Tcf)3

Reservas recuperables (Tcf)4

Magdalena Medio 7,500 100 289.5 29.0

Cordillera Oriental 500 100 19.3 1.9

Cesar Ranchería 200 100 7.72 0.8

Total Shale Gas 8,200   316.5 31.7

10Fuente: Arthur D. Little Inc.

Tight gas

El análisis preliminar del potencial se estima al menos en 1.2 TPC in situ

Potencial de tight gasDepósitos de tight gas

Potencial adicional puede existir en las cuencas de Cordillera Oriental / Valle Medio del Magdalena, pero no hay estudios geoquímicos disponibles que confirmen esta hipótesis

Tight gas potential

RegiónÁrea

(sq km)

Gross pay

(meters)

Pay VolumeGas in place (Tcf)(acre-feet) (Tcf)

Cordillera Oriental/ Magdalena Medio

4,000 200 648,570,555 28.3 1.2

Total Potencial Tight Gas

4,000   648,570,555 28.3 1.2

11Fuente: Arthur D. Little Inc.

Hidratos de gas

Se estiman aproximadamente en unos 400 TPC de gas in situ

Depósitos de hidratos de gas

Potencial de hidratos de gas

CuencasÁrea

(sq km)1

Net pay (meters)2

Gas content (m3 natural

gas/ m3 hydrate)3

Gas in place (tcf)4

Caribe 37,500 1 164 217.1Pacífico 37,500 1 164 217.1Total Potencial de Hidratos de Gas

75,000     434.2

12

No hay tecnología comercial de explotación

Fuente: Arthur D. Little Inc.

Contenido

1. Reservas de gas

2. Producción

3. Potencial

4. Exploración

5. infraestructura y Mercado

13

La actividad exploratoria aumenta

14

15

La actividad contractual y la adquisición sísmica aumentan

(1) Previsto por operadores y/o ANH

0

10

20

30

40

50

60

70

80

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 (May)

Evaluación Técnica

E&P

Asociación (Ecopetrol)

No. contratos

Mayo: 48

Plan: 50 (1)

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 (May)

Costa afuera

Continente

Sísmica:Km de 2D equivalente

Mayo: 8.630

Plan 14.000 (1)

4 6 1016

2229

40

15

4

6

6

22 11

19

34

41

52

13

0

20

40

60

80

100

0

20

40

60

80

100

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 (May)

Productores En pruebas

Secos Tasa de éxito

No. de pozos Tasa de éxito (% )

10

28

56

35

70

21

96

34

El número de pozos exploratorios crece, y las tasas de éxito son altas

16

0

20

40

60

80

100

120

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 (May)

No. de pozos

Mayo: 34

Plan > 90 (1)

(1) Previsto por operadores y/o ANH

Contenido

1. Reservas de gas

2. Producción

3. Potencial

4. Exploración

5. Infraestructura y Mercado

17

Por estrechez en la industria de ingeniería y construcción o demoras en la capacidad de transporte, se retrasan los proyectos de aumento de producción respecto al cronograma previsto

Proyectos de ampliación - Producción

La producción de gas del 2007 fue de 730 MPCD sin embargo se espera un incremento de alrededor de 200 MPCD para el 2010, producto del desarrollo de los nuevos proyectos

18Fuente: Arthur D. Little Inc.

Proyectos de aumento en capacidad de transporte

Aunque existen cuatro proyectos de ampliación de la infraestructura, hay incertidumbre en cuanto a la ejecución en tiempo de obras de ampliación requeridas

19

•Falta de coordinación entre los agentes/ Incertidumbre respecto a la disponibilidad de gas.•Mecanismos regulatorios dificultan la expansión.•Retraso y costos de suministro de equipos.

Fuente: Arthur D. Little Inc.

Para promover la exploración se necesita mercado…

Brasil

Colombia

Argentina

Otros Centro ySur América

Venezuela

Fuente: BP Statistical Review 2008

México

20

A partir de 2012, el acuerdo con Venezuela (PDVSA) le permitiría a Colombia disponer de 40 MPCD, que se incrementarán a 150 MPCD en 2014.

Dado que el gasoducto cuenta con capacidad para transportar hasta 500 MPCD, una de las alternativas a explorar sería incrementar por encima de lo contratado el volumen importado desde Venezuela

Podrá el mercado interno abastecerse de Venezuela ?

21

América Latina y el Caribe tienen abundantes recursos energéticos, lo que le otorga a la región una ventaja geopolítica estratégica.

Los mercados energéticos regionales se integrarán principalmente interconectando los sistemas energéticos y las redes de gas natural para crear economías de escala, reducir costos, y aumentar la fiabilidad de los sistemas energéticos nacionales.

Integración energética

22

Escenarios de integración

Fuente: WEC 2008

Proyectos a tener en cuenta

23Fuente: WEC 2008

Proyectos a tener en cuenta

24Fuente: WEC 2008

Conclusiones

• Hay reservas

• Hay potencial

• Hay exploración

• Se necesita infraestructura en Colombia (Centro – Sur)

• Para promover la exploración se necesita mercado- Caribe- Centro América- Ecuador (interconexión)- Venezuela (interconexión)

• ¿Venezuela?

25

Un nuevo centro petrolero en el norte de Sur América

Bogotá, diciembre 1 al 4 de 2009:

Colombia Petroleum Show

Lugar: Corferias

Cartagena, junio de 2010:

IV Colombia Oil and Gas Investment Conference

Eventos 2009-2010

27