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Informe Estadístico Petrolero 2012
Informe Estadístico Petrolero 2012
CONTENIDO
Consejo directivo.......................................................................................................................5 Afiliadas acp.................................................................................................................................7 Presentación.....................................................................................................................8 Cifras............................................................................................................10 01 Importancia del sector en la economía colombiana.....................................12 A. Producto interno bruto y sector petrolero............................................................13 B. Contribución fiscal.............................................................................................................13 Aportes generados al gobierno nacional.................................................................15 C. Comercio exterior..............................................................................................................18 D. Inversión extranjera directa..........................................................................................20 02 Exploración.......................................................................................................................22 A. Contratos...............................................................................................................................22 B. Sísmica...................................................................................................................................24 C. Perforación de pozos......................................................................................................25 D. Expectativas de inversión exploratoria...................................................................26 03 Producción.........................................................................................................................28 A. Producción de crudo...........................................................................................................28 B. Producción de gas..........................................................................................................31 C. Perspectivas de producción............................................................................................32 04 Reservas..............................................................................................................................34 A. Reservas de crudo..............................................................................................................34 B. Reservas de gas..................................................................................................................35 05 Mercado de combustibles.........................................................................................36 A. Venta de combustibles líquidos...................................................................................36 B. Precios en Bogotá gasolina y acpm...........................................................................37 06 Mercado de gas natural...............................................................................................40 Glosario......................................................................................................42 Bibliografía...............................................................................................43 Créditos e índice de siglas..................................................................................................44
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Asociación Colombiana del Petróleo
CONTENIDO Indice de gráficas estadísticas Cifras................................................................................................................10 Regalías causadas y giradas........................................................................................13 Crecimiento % anual pib grandes ramas..............................................................14 Impuesto de renta personas jurídicas....................................................................16 Participación estatal del sector petrolero.............................................................17 Exportaciones de petróleo y sus derivados......................................................... 19 Principales importaciones industria petrolera...................................................20 Contratos firmados y vigentes..................................................................................23 Evolución firma de contratos por cuenca.............................................................23 Sísmica........................................................................................................24 Sísmica por tipo de yacimiento y cuenca...............................................................25 Evolución perforación exploratoria.........................................................................25 Resultados pozos por cuenca....................................................................................26 Evolución perforación pozos por tipo contrato................................................27 Producción histórica anual promedio....................................................................29 Evolución producción crudo por cuenca...........................................................29 Evolución producción crudo por empresa.......................................................30 Evolución producción crudo por departamento...........................................31 Evolución producción gas por empresa............................................................31 Evolución producción gas por cuenca................................................................32 Evolución producción gas por departamentos..............................................33 Relación reservas / producción de crudo.............................................................34 Reservas de gas natural................................................................................................35 Consumo combustibles...............................................................................................37 Composición precios gasolina mezclada Bogotá.............................................38 Composición precios acpm mezclado Bogotá...................................................39 Consumo gas natural por sectores..........................................................................41
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Secretario José Francisco Chalela
Presidente Ejecutivo ACP Alejandro Martínez Villegas
CepCOLsa Germán Espinosa
EXXONMOBIL DE COLOMBIA S.A. Camilo Durán
Tecpetrol S.A. Alejandro Fernández
AGRADECIMIENTOS La Asociación Colombiana del Petróleo quiere agradecerle a las siguientes entidades quienes suministraron información para la elaboración de este informe: La Agencia Nacional de Hidrocarburos, Ecopetrol, el Departamento Administrativo Nacional de Estadística, la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales de Colombia, el Consejo Nacional de Operaciones de Gas Natural, el Ministerio de Minas y Energía, y a todas las afiliadas a la Asociación Colombiana del Petróleo, quienes ayudaron a comprender mejor la industria de los hidrocarburos en Colombia.
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Asociación Colombiana del Petróleo
consejo directivo
REPSOL EXPLORACIÓN COLOMBIA S.A. Nicolás Foucart
Shell Colombia S.A. Eduardo Rodríguez
Oleoducto Central S.A.-Ocensa Oscar Trujillo
EQUION ENERGÍA LIMITED. María Victoria Riaño
Chevron Petroleum Company Steve Conner
VETRA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN COLOMBIA S.A. Alfredo Gruber Parex Resources Colombia Ltd. Sucursal Lee Di Stefano Ausente
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AFILIADAS DE LA ACP
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AMERISUR EXPLORACIÓN COLOMBIA LIMITADA
GEOPARK CUERVA LLC.
OCCIDENTAL DE COLOMBIA INC.
REPSOL EXPLORACIÓN COLOMBIA S.A
OGX PETRÓLEO E GÁS LTDA.
S
OLEODUCTO CENTRAL S.A OCENSA
SHELL COLOMBIA S.A.
B BHP BILLITON (COLOMBIA) CORPORATION BIOCOMBUSTIBLES S.A
C CANACOL ENERGY INC. SUCURSAL COLOMBIA CEPCOLSA CHEVRON PETROLEUM COMPANY
GRAN TIERRA ENERGY COLOMBIA LTD. GRUPO C&C ENERGÍA (BARBADOS) SUCURSAL COLOMBIA
H HOCOL S.A. HUPECOL OPERATING CO. LLC.
I INTEROIL COLOMBIA EXPLORATION AND PRODUCTION
COLOMBIA ENERGY DEVELOPMENT CO.
L
COLUMBUS ENERGY
LA CORTEZ ENERGY
D DRUMMOND LTD.
E EQUION ENERGIA LIMITED EMERALD ENERGY PLC SUCURSAL COLOMBIA EXXONMOBIL DE COLOMBIA S.A.
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MANSAROVAR ENERGY COLOMBIA LTD. MAUREL & PROM COLOMBIA B.V.
N NEW GRANADA ENERGY CORPORATION SUCURSAL COLOMBIA NEXEN PETROLEUM COLOMBIA LTD
OLEODUCTO DE LOS LLANOS ORIENTALES S.A. ORGANIZACIÓN TERPEL S.A.
P P1 ENERGY DELTA CORP. PACIFIC RUBIALES ENERGY PAREX RESOURCES COLOMBIA LTD. SUCURSAL PERENCO COLOMBIA LIMITED PETROBRAS COLOMBIA LIMITED
SK INNOVATION CO LTD. SHONA ENERGY (COLOMBIA) LIMITED SORGENIA E&P COLOMBIA SUELOPETROL C.A. S.A.C.A, SUCURSAL COLOMBIA SUROCO ENERGY COLOMBIA
T
TABASCO OIL COMPANY SUCURSAL COLOMBIA TALISMAN (COLOMBIA) OIL & GAS LTD. TECPECOL S.A.
PETROCOLOMBIA S.A.
TELPICO COLOMBIA LLC.
PETRÓLEOS DEL NORTE S.A
TOTAL E&P COLOMBIE SUCURSAL COLOMBIA
PETROMINERALES COLOMBIA LTD. PETRONOVA COLOMBIA PETROSANTANDER (COLOMBIA) INC. PLUSPETROL RESOURCES CORPORATION SUCURSAL COLOMBIA PRODUCTORES DE LUBRICANTES S.A - PROLUB
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VETRA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN COLOMBIA S.A.
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ZEUSS PETROLEUM S.A Informe Estadístico Petrolero
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Alejandro Martínez Villegas Presidente Ejecutivo de la Asociación Colombiana del Petróleo
Para la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) es un gusto presentar la nueva entrega del Informe estadístico Petrolero, publicación que analiza el desempeño logrado por la industria durante 2012. El Informe Estadístico Petrolero 2012 continúa con la estructura que se presentó en la publicación anterior. Ofrece un análisis objetivo y contextualizado sobre el impacto del sector hidrocarburos en la economía nacional, el desempeño de la industria en materia de exploración y producción, la situación del país en materia de sus reservas de petróleo y gas, el comportamiento en el mercado de combustibles líquidos y el mercado de gas natural. En 2012 el sector continuó comportándose como uno los grandes “jalonadores” del desarrollo económico del país. De hecho, este sector creció por encima del total de la economía y de otros importantes sectores, tales como transporte terrestre y construcción. La importancia para la economía del país se refleja en las contribuciones fiscales al Gobierno Nacional, las cuales fueron equivalentes al 60 por ciento del presupuesto de inversiones del Ministerio de Hacienda y Crédito Público, mientras que el aporte a las regiones, a través del Sistema General de Regalías, totalizó 8,5 billones de pesos. Estas cifras revelan que la generación de renta del sector hidrocarburos hasta ahora es la más alta frente a otros sectores, con un crecimiento sustancial en los últimos cuatro años. En materia de exploración se tuvo un desempeño positivo en 2012. Se firmaron 54 contratos, 45 de los cuales proceden del último proceso de adjudicación de
presentación
Esperamos que este Informe Estadístico Petrolero se convierta en una herramienta permanente de consulta y sirva de punto de referencia a quienes deben estar al tanto de la evolución y los desafíos de nuestra industria.
bloques (la Ronda Colombia 2012) y la mayoría fueron firmados en diciembre. Se perforaron 130 pozos exploratorios, la cifra más alta en la historia del país, y la actividad se concentró en tres cuencas: Llanos Orientales, Valle Medio del Magdalena y Caguán – Putumayo. Uno de los aspectos relevantes que analiza el Informe es haber alcanzado la meta de producción de un millón de barriles diarios de petróleo. Sin lugar a dudas, una gran noticia para Colombia, que reafirma la importancia de este sector para el desarrollo y la estabilidad económica del país. Pero aunque se alcanzó este hito durante el último mes de 2012, el promedio en la producción se ubicó por encima de 944 mil barriles por día. Frente a la producción de gas, las cifras muestran que en 2012 se logró un aumento del 10 por ciento frente al año anterior y un incremento del 60 por ciento en comparación con los últimos cinco años. Ello indica que se ha logrado mantener niveles de crecimiento óptimos en los últimos años, lo que beneficia tanto a la industria como al país. Si bien la actividad exploratoria y la producción fueron positivas en 2012, el reto de los próximos años es aumentar las reservas de crudo para asegurar que este crecimiento logrado en la producción sea sostenible en el largo plazo. Dado que el objetivo es que la relación reservas-producción pase de 7 a 10 años como menos, hay que mantener el ritmo de inversiones en exploración para aumentar la probabilidad de dar con nuevos hallazgos que incrementen el nivel de las reservas.
Hoy las reservas de crudo del país han aumentado gracias a la inversión de las empresas en los campos existentes y a unos pocos descubrimientos de pequeñas y medianas acumulaciones. Pero aún estamos a la espera de hallar los nuevos y significativos yacimientos necesarios para asegurar el crecimiento alcanzado. Para superar este reto hay que ofrecer condiciones fiscales y contractuales competitivas estables en el tiempo. Ello permitirá que el país pueda contar con las grandes inversiones en exploración y en el desarrollo de la capacidad de producción. En cuanto a las reservas de gas, se presentó una disminución en los últimos años, razón por la cual hay que trabajar en la ejecución de grandes inversiones para convertir las reservas probables en reservas probadas y así subir los índices actuales en esta materia. En cuanto al mercado de los combustibles líquidos, el consumo de gasolina creció un cuatro por ciento en 2012, mientras que el de diésel marino registró un incremento del siete por ciento respecto al mismo año. El mercado de gas natural dejó cifras positivas en sectores como el termoeléctrico, el gas natural vehicular comprimido y el de refinería. Así las cosas, la ACP ofrece a sus afiliadas, al sector Gobierno y a las personas interesadas en el tema de los hidrocarburos este segundo Informe Estadístico Petrolero. Esperamos que este esfuerzo editorial sea de su agrado, se convierta en una herramienta permanente de consulta y sirva de punto de referencia a quienes deben estar al tanto de la evolución y los desafíos de nuestra industria.
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IMPORTANCIA DEL SECTOR EN LA ECONOMÍA COLOMBIA
En los últimos años, el sector petrolero ha sido uno de los que más aporta a la economía colombiana, tanto al crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB) como a la generación de renta para el Estado.
De hecho, el aporte al Gobierno Nacional en 2012 totalizó 22,9 billones de pesos, equivalente al 60 por ciento del presupuesto de inversiones del Ministerio de Hacienda y Crédito Público para dicho año, que fue de 38 billones de pesos1. El aporte a las regiones, a través del Sistema General de Regalías, totalizó a diciembre un estimado de 8,5 billones de pesos. En 2012 se presentaron algunos retrasos en producción de crudo explicados principalmente por demoras en el trámite de licencias ambientales y ataques a la infraestructura, los cuales impidieron que la industria creciera a los niveles registrados en años anteriores, impactando también el crecimiento total de la economía colombiana. Ver: Ministerio de Hacienda y Crédito Público. “Informe de Ejecución Presupuestal: acumulado a Diciembre de 2012” (12 de Agosto de 2012). Ministerio de Hacienda y Crédito Público de Colombia. Recuperado el 18 de Marzo de 2013 de: http://goo.gl/ZR8EX.
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A. Producto Interno Bruto y Sector Petrolero El 21 de Marzo de 2013, el Departamento Administrativo Nacional de Estadística (DANE), publicó los resultados correspondientes al crecimiento total acumulado para el año 2012. Durante el año 2012, el Producto Interno Bruto (PIB) tuvo un incremento de 4,0 por ciento, con relación al año 2011. Esta cifra se ubicó por debajo de los pronósticos realizados tanto por agentes públicos, como por prestigiosas instituciones del sector privado. Los analistas atribuyeron este comportamiento a la desaceleración de sectores como la construcción y el sector petrolero2, que a comienzos de 2012 fueron “jalonadores” pero que hacia el tercer trimestre mostraron rezagos. El resultado del sector hidrocarburos durante el 2012 muestra un incremento del 5,5 por ciento. En todo caso, un comportamiento menor al que se observó en años anteriores. No obstante, el sector sigue siendo “jalonador” de la economía, pues después de la minería (6,8 por ciento), fue el que tuvo mayor crecimiento del PIB sectorial durante este año. El sector creció por encima del total de la economía (1,5 por ciento más) y de otros importantes sectores, tales como el de transporte terrestre (2,4 por ciento más) y la construcción (1,9 por ciento superior). Ver pag. 16.
PERSPECTIVAS DE MEDIANO PLAZO La ACP estima que para 2013 la producción de crudo se ubicará en niveles entre un millón treinta mil y un millón sesenta mil barriles por día, lo cual implicaría un incremento del 9 al 12 por ciento frente al año anterior. Esto podría aportar un crecimiento adicional en el PIB del 2013 entre 0,5 y 0,6 puntos porcentuales, de acuerdo con estimaciones de la ACP realizadas con el apoyo metodológico del DANE.
B. Contribución fiscal La generación de renta del sector petrolero ha sido hasta ahora la más alta frente a otros sectores y ha mostrado un incremento sustancial durante los últimos 4 años. Esta tiene dos componentes: aportes generados a las regiones a través del Sistema General de Regalías y aportes generados al Gobierno Nacional, que incluyen impuesto de renta, dividendos de Ecopetrol y derechos económicos contractuales a favor de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). APORTES GENERADOS A LAS REGIONES: REGALÍAS Datos de la ANH, a noviembre de 2012, muestran que las regalías causadas sumaron 7,8 billones de pesos. A la fecha de impresión de este informe no se habían publicado las cifras
REGALIAS CAUSADAS Y GIRADAS
Fuente: ANH. Indicadores de Gestión y Estadísticas de la Industria. *Valor acumulado de regalías causadas a noviembre y giradas a diciembre 2012.
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“Colombia: menor crecimiento económico será por construcción e industria”. (18 de Diciembre de 2012). El Espectador.
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Crecimiento % anual PIB grandes ramas Fuente: DANE, cálculos ACP. PIB a precios constantes de 2005.
para diciembre de 2012; sin embargo, haciendo una proyección lineal de este mes, se estima que las regalías totales causadas en 2012 estarían alrededor de 8,5 billones de pesos, lo que implica un aumento del 4 por ciento respecto de 2011. Por su parte, las regalías giradas se ubicaron, por encima de las causadas, en 9,8 billones de pesos, lo que implicó un crecimiento del 37 por ciento frente al año anterior, explicado principalmente por el desembolso para algunas regiones que se encontraba pendiente de ser realizado bajo el anterior sistema de distribución de regalías. El nuevo Sistema General de Regalías (SGR; Decreto 1243 de 2012) dispone que la asignación para 2012 se distribuya de la siguiente manera: 34 por ciento son asignaciones directas para las regiones, 9 por
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ciento corresponden al Fondo de Desarrollo Regional, 17 por ciento al Fondo de Compensación Regional3, 10 por ciento a Ciencia y Tecnología, 10 por ciento a Fondos de Pensiones Territoriales y el 20 por ciento restante a Ahorro. Esta distribución favorecerá tanto a regiones petroleras, como no petroleras y su impacto se empezará a ver reflejado a medida que se consolide y madure la capacidad de las regiones para formular proyectos con las condiciones establecidas en el nuevo SGR.
De este porcentaje, 60 por ciento son destinados a proyectos regionales y 40 por ciento a proyectos específicos de impacto local.
APORTES GENERADOS AL GOBIERNO NACIONAL Impuesto de renta En los últimos años, la actividad de exploración y producción de petróleo y gas (CIIU 1110) se ha mantenido como sector líder en la contribución de impuestos en Colombia. Así, durante 2012 (año gravable 2011) este sector generó en impuesto de renta 10,3 billones de pesos, cifra tres veces superior al siguiente sector con más generación de impuesto de renta (3,5 billones provenientes del sector manufacturero). Ello significó pasar de un incremento del 17 por ciento registrado en el año 2010 (año gravable 2009) al 35 por ciento en el año 2012 (año gravable 2011).
Además, es el único sector que ha aumentado su aporte en los últimos tres años. Así mismo, la tasa efectiva de impuesto de renta pagada se ha mantenido como la más alta de todos los sectores, oscilando entre el 31 por ciento pagado en 2010 (año gravable 2009) y el 33 por ciento pagado en 2012 (año gravable 2011), la cual es cercana a la tasa nominal. Esto, además del buen comportamiento tributario de la industria petrolera en Colombia, demuestra que el sector no goza de beneficios tributarios significativos.
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Por su parte, las actividades asociadas a la industria4 registraron un impuesto de renta de 1 billón de pesos en 2012, lo cual implicó un crecimiento del 23 por ciento frente a lo generado en el año 2011. El impuesto a la renta del sector petrolero y sus actividades asociadas totalizó 11,3 billones de pesos en 2012, con lo cual se duplicó el aporte generado en 2011. Este monto es equivalente al 70 por ciento del presupuesto de inversión en transporte e inversión social del Gobierno Central para el año 20125.
Dividendos de Ecopetrol Según el Ministerio de Hacienda y Crédito Público, en 2012 la Nación recibió 10,9 billones de pesos por concepto de dividendos de Ecopetrol (causados en 2011)6, cifra que también duplica lo recibido en 2011 (causado en 2010). Derechos económicos contractuales por precios altos ANH La contraprestación por precios altos para los Contratos de Exploración y Producción (E&P) suscritos con la ANH, junto con los
IMPUESTO DE RENTA PERSONAS JURÍDICAS (billones de pesos) Fuente: DIAN, impuesto de renta personas jurídicas 2011.
Servicios petroleros incluyendo la sísmica, refinación, distribución mayorista y minorista de combustibles y lubricantes, registrados bajo las clasificaciones CIIU: 1120, 2321, 5051, 5052, 5151, 6050 y 7421. 5 Informe de Ejecución Presupuestal 2012. Ministerio de Hacienda y Crédito Público. 6 El Ministerio de Hacienda tiene previsto recibir aproximadamente 9,5 billones en 2012 y 1,4 billones en 2013, pero se analizan los dividendos causados en 2011, que en total son 10,9 billones. Para los años anteriores, se considera el monto relacionado por recaudo (Balance Fiscal Anual 1994-2011), del cual a la fecha no hay cifras actualizadas a 2012. 4
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Participación Estatal Del sector petrolero (Billones de Pesos) Fuentes: Imporrenta: DIAN, dividendos ECP: Minhacienda, Derechos económicos contratos: ANH. Cálculos ACP.
demás derechos económicos en contratos de evaluación técnica, cánones superficiarios y transferencia de tecnología, a diciembre de 2012 alcanzaron 697 mil millones de pesos, lo cual implicó un aumento del 5 por ciento frente al año 2011 (664 mil millones de pesos). Aporte total del sector al Gobierno Nacional En 2012, el sector petrolero generó una renta al Gobierno Nacional de 22,9 billones de pesos por cuenta del impuesto de renta, dividendos de Ecopetrol y derechos económicos contractuales a la ANH, lo cual equivale al 24 por ciento de sus Ingresos Corrientes. Este monto duplica los aportes recibidos el año anterior por los mismos rubros y equivale al 60 por ciento del presupuesto de inversiones del MHCP en 2012. APORTE DEL SECTOR AL ESTADO COLOMBIANO A diciembre de 2012 el aporte del sector a los ingresos del Estado colombiano totaliza 31,4 billones de pesos, de los cuales 8,5 billones son aportes a las regiones (regalías causadas estimadas a diciembre de 2012) y 22,9 billones corresponden a aportes al Gobierno Central (impuesto de renta, derechos económicos a favor de la ANH y dividendos de Ecopetrol). PERSPECTIVAS CONTRIBUCIÓN FISCAL Teniendo en cuenta que para 2013 se esperan niveles de precios de petroleo y gas similares a los registrados en 2012, el recaudo de regalías tendrá un comportamiento similar al pronóstico de producción, esperando con ello cifras alrededor de $9,5 billones de pesos en 2013. En materia de impuesto a la renta y dividendos de Ecopetrol para 2013 se esperan niveles de recaudo similares, ligeramente inferiores a los registrados el año anterior, debido a una leve reducción del precio del crudo de 2012 frente a 2011 (recordemos que el recaudo de 2013 se realiza por el año gravable 2012) y al moderado crecimiento del volumen de producción logrado en 2012. Se espera que el aporte total del sector a los ingresos del Estado colombiano alcance niveles alrededor de 30 billones de pesos en 2013 (incluyendo regalías, impuestos al Gobierno Central y derechos económicos contractuales, y dividendos a favor de la Nación).
7 A la fecha de publicación de este informe no se cuenta con información de este tipo con cierre a 2012, que permita realizar análisis anuales como los presentados en esta sección.
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C. Comercio exterior EXPORTACIONES Las exportaciones FOB de petróleo y derivados durante 2012 alcanzaron 31.642 millones de dólares, lo que representa un incremento de 13 por ciento frente al año anterior (27.954 millones de dólares). El petróleo y sus derivados han tenido la mayor participación respecto del total de exportaciones durante los últimos trece años (52 por ciento en 2012). El 48 por ciento restante estuvo distribuido en 26 grandes sectores, de los cuales se destacan los productos de la refinación del petróleo con 9 por ciento y fabricación de productos metálicos con 8 por ciento. IMPORTACIONES Las importaciones de productos de la refinación del petróleo en 2012 totalizaron 5.626 millones de dólares en términos CIF, lo que implicó un crecimiento del 46 por ciento frente al año anterior y un incremento en la participación de 7 a 10 por ciento respecto de las importaciones totales. Este comportamiento es explicado, principalmente, por la importación de diésel de bajo azufre requerido para cumplir con las normas locales de calidad de combustibles. También existe una demanda del sector petrolero por importaciones de maquinaria e insumos requeridos para su operación, la cual durante el período 2009-20117 totalizó 6.123 millones USD8. Por país de origen, las estadísticas muestran que Estados Unidos es el principal país proveedor de las importaciones de la industria petrolera, con el 62 por ciento de las importaciones realizadas durante 2009-2011, seguido por China (7 por ciento) y Alemania (5 por ciento). Se destacan las importaciones de tubería y accesorios (33 por ciento originario de China), útiles de perforación y sondeo (62 por ciento originario de Estados Unidos), productos lubricantes (91 por ciento originario de Estados Unidos), bombas y sus partes (incluye bombas volumétricas y centrífugas, originarias principalmente de Estados Unidos en un 58 por ciento), vehículos terrestres, partes y accesorios (88 por ciento originarias de Estados Unidos), filtros de líquidos y gases (47 por ciento de Estados Unidos), combustibles (67 por ciento de Estados Unidos), topadoras (72 por ciento de Estados Unidos), entre otros.
8 Muestra realizada para 84 empresas del sector de hidrocarburos (57 operadoras y 27 de servicios petroleros).
Exportaciones de petróleo y sus derivados
Fuente: DANE- DIAN.
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En la gráfica, un resumen de las principales importaciones de la industria petrolera, por grupos de productos. PERSPECTIVAS ACTIVIDAD COMERCIAL Se espera un crecimiento en las exportaciones de crudo y derivados acorde con el incremento en producción proyectado y un moderado aumento en el precio WTI. Frente a las importaciones de diésel, se estima una reducción en el transcurso de los próximos años cuando se finalice la adecuación de las refinerías para producir localmente diésel con bajo contenido de azufre. Por otro lado, se esperaría que durante los próximos años las importaciones de bienes y servicios para la operación petrolera, se comporten de manera similar a las inversiones en exploración y producción. También se resaltan las oportunidades generadas por los distintos Tratados de Libre Comercio suscritos o en proceso (Estados Unidos, Canadá, Corea, China, etc.), los cuales abaratarían la actividad comercial durante los próximos 10 años, generando con ellos mayor competitividad para el país.
D. Inversión Extranjera Directa El Banco de la República calculó que para el tercer trimestre de 2012, la Inversión Extranjera Directa neta (IED) del sector petrolero sumó 4.356 millones de dólares, lo que significó un crecimiento de 5 por ciento frente al mismo período del año anterior. A diciembre de 2012, se espera una inversión extranjera directa de 5.800 millones de dólares, un crecimiento de 14 por ciento frente a 20119. Del total del IED, hasta septiembre de 2012 el sector petrolero registró una participación de 37 por ciento que, aún sin superar el 41 por ciento que obtuvo en 2010, sigue manteniéndose en la segunda cifra más alta desde que existen registros (1994). En todo caso, comparado con otros sectores, el sector petrolero es el que ha atraído el nivel más alto de inversión extranjera directa en los últimos años, seguido de minas y canteras (17 por ciento) e industria manufacturera (10 por ciento). Se espera que para el próximo año aumente la IED como resultado de las obligaciones contractuales de las empresas con la ANH derivadas de la Rondas 2008, 2010 y la mini-Ronda de 2008.
1250 1250
1125 1125
1000 1000
875875
750750
625625
500500
375375
250250
125125
0 A la fecha de publicación de este informe, no se cuenta con información actualizada a diciembre 2012.
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PRINCIPALES IMPORTACIONES INDUSTRIA PETROLERA (por grupos de productos) Fuente: DIAN, cálculos ACP.
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EXPLORACIÓN
La ANH anunció que espera recibir en los próximos años 2.600 millones de dólares en total de inversión exploratoria. Frente a pozos exploratorios se proyecta la perforación de 135 pozos en 2013.
A. Contratos Durante 2012 se suscribieron 54 contratos, de los cuales 46 (85%) son de exploración y producción (E&P) y 8 (15%) de Evaluación Técnica (TEA). Importante decir que 45 de estos contratos proceden del último proceso de adjudicación de bloques, la Ronda Colombia 2012, y la mayoría se firmaron en diciembre de 2012. Por su parte, los contratos vigentes incluyen E&P, TEA’s, contratos de asociación, concesiones y áreas operadas directamente con Ecopetrol a través de convenios de Exploración y Explotación con la ANH, y totalizan 511 bloques contratados, los cuales representan el 48 por ciento del total del área de cuencas sedimentarias. Por cuenca, la evolución de contratos firmados en los últimos 4 años muestra que gran parte se ubicó en los Llanos Orientales, seguido por Caguán, Putumayo y Valle Medio del Magdalena. La mayoría de estos contratos son resultado de los procesos de adjudicación de bloques de la Ronda Colombia 2008, la minirronda 2008, la Ronda Colombia 2010 y la Ronda Colombia 2012. RESULTADOS RONDA COLOMBIA 2012 En la Ronda Colombia 2012 se ofrecieron 115 bloques y se asignaron 49. Esta cifra se refleja en la firma de contratos en diciembre de 2012 y en la asignación de 7.015.609 hectáreas. (7% de las cuencas sedimentarias).
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CONTRATOS FIRMADOS Y VIGENTES Fuente: Indicadores de Gestión y Estadísticas de la Industria ANH.
Con estos resultados, la ANH anunció que espera recibir en los próximos años 2.600 millones de dólares en total de inversión exploratoria1. Las áreas en esta ronda se asignaron de acuerdo a un factor primario y posteriormente, a un factor secundario o de desempate. En 36 bloques, el criterio principal de asignación fue la mayor participación porcentual en la producción a favor de la ANH (“X” de producción), la cual presentó un promedio del 16 por ciento para las ofertas ganadoras. Las segundas mejores propuestas para este tipo de áreas estuvieron en promedio 11 puntos porcentuales por debajo de las ofertas ganadoras. Estos bloques tuvieron ofertas de inversión adicional entre 100 mil dólares y 7,2 millones de dólares. Para las 13 áreas restantes asignadas por inversión adicional en exploración sobre el Programa Exploratorio Mínimo, se presentaron ofertas entre 3 millones de dólares y 55 millones de dólares. Para este tipo de áreas, el factor secundario o criterio de desempate fue la participación porcentual en el X de producción y que se ubicó en 1 por ciento. Por cuenca, se destaca que la apuesta de los inversionistas se sigue presentando en las regiones donde anteriormente se había
Evolución firma de contratos por cuenca Fuente: Indicadores de Gestión y Estadísticas de la Industria ANH.
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Agencia Nacional de Hidrocarburos. “Comunicado de prensa sobre los resultados de la Ronda Colombia 2012” (22 de noviembre de 2012). Agencia Nacional de Hidrocarburos
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registrado actividad: Llanos Orientales y Valle Medio del Magdalena. La cuenca Llanos Orientales recibió propuestas para 18 de 24 bloques sometidos a adjudicación, todos asignados por participación de la producción a favor de la ANH (X de producción), y sus ofertas ganadoras se caracterizaron por un promedio ponderado de X de producción del 20 por ciento (entre 6% y 34%), y una inversión adicional entre 100.000 dólares y 2,2 millones de dólares. El Valle Medio del Magdalena recibió propuestas para 6 de 9 bloques. La mitad de estos fueron asignados por mayor participación porcentual en X de producción, y sus ofertas ganadoras oscilaron entre 15y 18 por ciento. La otra mitad asignada por mayor inversión adicional en etapa de exploración, presentó inversiones entre 3,5 y 11,8 millones de dólares. En materia de bloques con prospectividad para Yacimientos No Convencionales se asignaron 5 de 30 bloques ofrecidos, todos ellos con ofertas ganadoras de inversión entre 3 y 22 millones de dólares. De éstos se destaca el Valle Medio del Magdalena por ser la cuenca con mayor oferta de bloques y que recibirá inversiones adicionales entre 3,5 y 11,8 millones de dólares. Frente a las áreas offshore se resalta que se asignaron la mitad de los bloques ofrecidos por la Ronda (6 de 12), concentrados especialmente en la cuenca Colombia.
Los 4 bloques asignados por inversión adicional, muestran ofertas ganadoras en inversiones que oscilaron entre 11,5 y 28,5 millones de dólares. Los dos bloques restantes se asignaron por mayor participación porcentual en X de producción, que estuvo entre 2 y 3 por ciento. (Ver pag. anterior).
B. Sísmica En 2012 se corrieron 18.205 kilómetros equivalentes de sísmica, lo cual indica que la actividad se redujo en 24 por ciento, con respecto al año anterior. Se destaca que la inversión en las áreas costa afuera (Offshore) representó el 26 por ciento de la sísmica total realizada (4.753 km equivalentes), distribuidos en la cuenca Guajira Offshore (18%), inversión directa de la ANH (6%) y Sinú Offshore (3%). Para las áreas en tierra firme (Onshore), que representaron el 74 por ciento de la sísmica, se muestra una concentración del 63 por ciento del total de la sísmica en cuatro cuencas: Llanos Orientales, Valle Medio del Magdalena, Valle Inferior del Magdalena y Cordillera Oriental. Por tipo de operadora, se rescata que la mayoría de la sísmica tiene origen privado en un 83 por ciento (15.048 km equivalentes) y el 17 por ciento restante (3.158 km equivalentes) tiene origen estatal, incluyendo las áreas operadas directamente por Ecopetrol y áreas de ANH.
Sísmica (miles km equivalentes) Fuente: 1977-1999: Estadísticas anuales Ecopetrol 2000-2012. Indicadores de gestión y estadísticas de la industria ANH.
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Sísmica por tipo de yacimiento y cuenca 2012 Fuente: Cálculos de la ACP con datos de la ANH.
C. Perforación de pozos En 2012 se perforaron 130 pozos, la cifra más alta de la historia. No obstante, comparado con 2011 se presentó un moderado incremento de sólo 3 por ciento. Aún no se han registrado resultados de pozos productores, pero hasta el momento, el 53 por ciento de los pozos se encuentra en pruebas (69 pozos) y el 47 por ciento restante (61 pozos) resultó seco.
Los resultados por cuenca muestran que 91 por ciento de la perforación de pozos se concentra en 3 cuencas: Llanos Orientales, con 78 por ciento, Valle Medio del Magdalena con el 8 por ciento, y Caguán-Putumayo, con 5 por ciento. La perforación de pozos por tipo de contrato, muestra que en 2012, el 94 por ciento de los pozos perforados (122 pozos), co-
Evolución perforación exploratoria Fuente: Cálculos de la ACP con datos de la ANH.
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RESULTADOS POZOS POR CUENCA Fuente: Indicadores de Gestión y Estadísticas de la Industria ANH.
rrespondieron a contratos E&P, y el 6 por ciento restante se dividió entre contratos de asociación y convenios de explotación y E&P (4 pozos por cada tipo de contrato).
D. Expectativas de inversión exploratoria 2013-2014 En cuanto a la actividad exploratoria en sísmica y perforación de pozos, se evidencian mayores posibilidades de inversión en áreas costa afuera y crudos pesados. Para 2013, frente a actividad sísmica, se espera registrar cerca de 28.000 km equivalentes, de los cuales 34 por ciento se encuentra focalizado en áreas costa afuera y 15 por ciento en crudos pesados (aproximadamente 3.300 km ubicados en la cuenca Llanos Orientales). Frente a pozos exploratorios, se esperan perforar 135 pozos, de los cuales 87 se encuentran ubicados en los Llanos Orientales (24 de crudos pesados), 16 en el Valle Medio del Magdalena y 13 en Caguán-Putumayo.
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Evolución perforación de pozos por tipo de contrato Fuente: Indicadores de Gestión y Estadísticas de la Industria ANH.
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PRODUCCIÓN
Al final del año 2012, la producción de crudo promedio se incrementó un 3 por ciento con respecto a 2011, mientras que la de gas aumentó un 10 por ciento en el mismo período.
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A. Producción de crudo En los últimos días de diciembre se logró la meta del millón de barriles trazada por el Gobierno. El 29 de diciembre de 2012 se produjeron 1.015.000 barriles por día, atribuible a los mayores esfuerzos en inversión en los campos Castilla y Chichimene. Estos niveles se alcanzaron a pesar de que a lo largo del año la producción de crudo sufrió retrasos en los programas de inversión, ocasionados principalmente por demoras en el trámite de licencias ambientales y ataques a la infraestructura. De no haberse presentado estos inconvenientes, se habrían producido en promedio aproximadamente 35.000 barriles por día adicionales. En promedio en 2012 la producción de crudo totalizó 944.119 barriles por día, lo que significó un incremento de 3 por ciento frente al año anterior y el nivel más alto de toda la historia (12 por ciento por encima de 1999). Este nivel de producción también representa un aumento de 37 por ciento desde el año 2000.
Producción Histórica Anual Promedio -KBPDC Fuente: Ministerio de Minas y Energía anh. 2000-2012: Reporte producción mensual por campo. Balance de crudo por campo. Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
Vale la pena destacar que la producción de crudo se ha venido incrementando y se concentró durante los últimos 12 años en las cuencas Llanos Orientales, la cual aumentó 29 por ciento en ese período y Valle Medio del Magdalena, que se incrementó 189 por ciento. También se resalta el incremento en la producción de crudo de la cuenca Putumayo, que en ese mismo período se triplicó. Específicamente para 2012, el 74 por ciento de la producción de crudo se concentra en la cuenca de los Llanos Orientales, el 15 por ciento en el Valle Medio del Magdalena, 7 por ciento en Valle Superior del Magdalena y 4 por ciento en el Putumayo.
Por Departamentos, en 2012 el 79 por ciento de la producción de crudo se concentró en 4 departamentos: Meta (49%), Casanare (18%), Arauca (7 %) y Santander (6 %). También se observa que desde el año 2000 la producción en el departamento de Casanare se ha reducido 56 por ciento, mientras que la producción en el Meta se incrementó 609 por ciento. La producción del departamento de Boyacá es la que más crece, pues en 2012 mostró un nivel 8 veces superior a 2000, atribuible principalmente al campo Caipal que se ubica en el Valle Medio del Magdalena.
Evolución producción crudo por cuenca Fuente: Ministerio de Minas y Energía. Cálculos ACP.
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Evolución producción crudo por EMPRESA Fuente: Ministerio de Minas y Energía. Cálculos ACP.
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Evolución producción crudo por departamento Fuente: Ministerio de Minas y Energía. Cálculos ACP.
Evolución producción GAS por EMPRESA Fuente: Ministerio de Minas y Energía. Cálculos ACP.
Por empresa, se destaca que Ecopetrol–Hocol, Pacific Rubiales (Metapetroleum y Pacific Stratus) y Equión Energía representaron cerca del 67 por ciento de la producción de crudo desde el año 2000. Durante ese período, Ecopetrol junto con Hocol tuvieron un crecimiento de 92 por ciento. Pacific Rubiales, por su parte, incrementó 145 veces su producción en esos 12 años, especialmente atribuible al campo Rubiales. Equión Energía, en cambio, redujo su producción durante ese período 8 veces, explicado por la declinación normal de los campos Cusiana, Cupiagua y Recetor. Actualmente 75 por ciento de la producción de crudo se concentra en 5 empresas: Ecopetrol–Hocol (40%), Pacific Rubiales (24%), Occidental de Colombia (7%) y Equión Energía (4%).
B. Producción de gas La producción comercializada de gas (calculada como la suma de la producción entregada a gasoductos, el gas transformado en GLP y líquidos y el gas enviado a planta usado para generación eléctrica), Informe Estadístico Petrolero
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en 2012 totalizó 1.170 millones de pies cúbicos por día (MPCD) lo que representa un aumento de 10 por ciento frente al año anterior, y un incremento de 60 por ciento en los últimos 5 años. Cabe resaltar que durante los últimos años, la producción de gas natural ha estado en gran proporción determinada por la cuenca Guajira (en especial por el campo Chuchupa), operada por Chevron. Los resultados en 2012 mostraron que 94 por ciento de la producción de 2012 se encuentra concentrada en 3 cuencas: 51 por ciento en La Guajira, 37 por ciento en Llanos Orientales y 6 por ciento en Valle Inferior del Magdalena. Por empresa, 90 por ciento de la producción está concentrada en las operaciones de Chevron (51%), Equión Energía Ltd. (25%) y Ecopetrol (14%).
C. Perspectivas de producción 2012-2013 Como se mencionó anteriormente, se estima que para el año 2013 la producción promedio de crudo se ubique en niveles entreun millón treinta mil y un millón sesenta mil barriles por día calendario, siempre y cuando se superen los retos de inversión en licenciamiento ambiental y entorno social.
EVOLUCIÓN PRODUCCIÓN DE GAS POR CUENCA Fuente: Ministerio de Minas y Energía. Cálculos ACP.
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EVOLUCIÓN PRODUCCIÓN DE GAS POR DEPARTAMENTOS Fuente: Ministerio de Minas y Energía, Ecopetrol, ANH.
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RESERVAS
A. Reservas de crudo En el transcurso de los años noventa se evidenció un descenso sostenido en las reservas remanentes de crudo, lo que dejó muy cerca la fecha límite de autoabastecimiento. La nueva política petrolera que se estableció a comienzos de la década del 2000 atrajo cuantiosas inversiones que han permitido incorporar reservas, especialmente provenientes de campos existentes y, en menor proporción, de algunos descubrimientos de medianas y pequeñas acumulaciones. Esto ha permitido prolongar esa fecha de autoabastecimiento hasta el 2020. Durante el año 2011 se incorporaron por reevaluación 535 millones de barriles, con 1 Estimado ACP con base en proyecciones de producción de crudo.
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Relación reservas/ producción de crudo Fuente: Ecopetrol, Ministerio de Minas y Energía.
lo cual las reservas remanentes de crudo totalizaron 2.300 millones de barriles, registrando un incremento de 16 por ciento respecto del año anterior. A la fecha de la impresión de este informe no se había publicado el reporte de reservas de la ANH a 2012. El reto para el país es incrementar las reservas con el fin de mantener su autosuficiencia energética en el largo plazo. La meta del Gobierno es lograr un factor Reservas / Producción (R/P) de 10 años. Teniendo en cuenta las proyecciones de producción de crudo, hacer realidad este objetivo requeriría descubrir y desarrollar 5.800 millones de barriles de nuevas reservas al año 20251, lo cual equivale a triplicar las reservas probadas actuales y descubrir en 13 años la mitad de lo que el país ha descubierto en un siglo de actividad. Esto implica un gran reto para el país de mantener un ambiente favorable para impulsar las enormes inversiones requeridas con el fin de lograr esta meta.
Reservas de Gas Natural
B. Reservas de gas Al contrario del crudo, las reservas totales de gas natural (probadas y probables) han mostrado una declinación en los últimos años, hasta llegar en 2011 a la cifra más baja de la última década, totalizando 6,6 Tera Pies Cúbicos (TPC). De este total, 5,5 TPC son probadas y han mantenido un leve pero sostenido incremento. Esto significa que el descenso en las reservas totales fue explicado por la reducción en las probables, lo que refleja grandes inversiones en desarrollo de campos para convertir las reservas probables en reservas probadas. De acuerdo con este nivel de reservas, la ANH estima que habrá autosuficiencia en gas hasta el año 20172. 2 “Reservas de gas: en su peor nivel en más de una década”. (Mayo 17 de 2012). Revista Dinero.
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MERCADO DE COMBUSTIBLES A. Ventas de combustibles líquidos
Los combustibles blancos de mayor consumo en 2012 fueron el de aviación y el diésel marino. También se destaca el crecimiento del combustóleo y el de avigas.
En el año 2012, el consumo de combustibles blancos sumó 246.740 BPDC, lo cual implicó un crecimiento del 3 por ciento frente al año anterior; un punto porcentual por debajo de la tasa de crecimiento estimada para la economía de este año. El 82 por ciento del consumo de combustibles en 2012 se concentró en dos tipos: diésel mezclado, con niveles estimados de 117.915 BPDC (48%), y gasolina oxigenada, con 83.305 BPDC (34 %)1. El consumo de diésel registró un menor crecimiento en 2012 frente al año anterior (2%), después de haber venido creciendo a tasas de dos dígitos en los últimos años. Este comportamiento, es acorde con el menor crecimiento de la economía colombiana y también se podría asociar con la desaceleración registrada en sectores de alto consumo de ACPM como el minero y el industrial. (Ver capítulo 1). Por su parte, el consumo de gasolina creció 4 por ciento en 2012 lo que evidencia un compor-
1 Cálculos ACP con base en cifras Ecopetrol de ventas de combustible en refinería, e información de ventas alcohol carburante Asocaña (reportada en litros) y ventas biodiesel de palma Fedebiocombustibles (reportada en toneladas), convertida a BPDC.
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CONSUMO DE COMBUSTIBLES FóSILES MEZCLADOS CON BIOCOMBUSTIBLES (en KBPDC) Fuente: Ecopetrol, Ministerio de Minas y Energía, Asocaña, Fedebiocombustibles.
tamiento vegetativo similar al crecimiento estimado de la economía colombiana. Sobre el consumo de los demás combustibles blancos se resalta el de aviación, que alcanzó niveles de 22.467 BPDC en 2012, y que implicó una participación de 9 por ciento del total del consumo de combustibles blancos y un crecimiento de 9 por ciento respecto al año anterior. Igualmente, se destaca que en 2012 el consumo de diésel marino registró 3.891 BPDC, alcanzando con ello un crecimiento de 7 por ciento respecto del año anterior, que se explica por una mayor actividad en el transporte mercantil por vía marítima. Prueba de ello es el incremento en la carga utilizada tanto para las importaciones (10%), como la de exportaciones (13%)2. Cabe destacar el importante crecimiento del consumo del combustóleo, que en 2012 alcanzó un nivel casi 4 veces por encima del mostrado en el año pasado, y del avigas que creció 12 por ciento. Por su parte el consumo de GLP y queroseno decreció en 2012, totalizando una caída de 4 y 14 por ciento, respectivamente.
B. Precios en Bogotá de gasolina y ACPM mezclados Los precios de la gasolina oxigenada y ACPM mezclado hasta el 2012 se han determinado de acuerdo con sus respectivos porcentajes de mezcla con biocombustibles y la reglamentación vigente, tomando como base los siguientes componentes: ingreso al productor del combustible mezclado, impuesto a las ventas, impuesto global, tarifa de marcación, proporción tarifa de transporte por poliductos, proporción tarifa de transporte del biocombustible, margen plan de continuidad, sobretasa, margen al distribuidor mayorista, margen al distribuidor minorista, pérdida por evaporación y transporte de planta de abasto a estación de servicio. Algunos de estos componentes son regulados, tales como el margen mayorista o las tarifas de transporte, mientras que otros dependen de variables económicas como la inflación (que incrementa las tarifas de transporte en febrero de cada año) y variables de mercado como el precio de combustibles en la costa del Golfo de México. Para el caso de la gasolina oxigenada en Bogotá, se resalta que durante enero, el Ministerio de Minas y Energía dispuso la suspensión de la mezcla, por lo cual el precio de venta al público fue relativamente bajo durante ese mes.
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Volumen de carga de exportaciones e importaciones por modos de transporte. Fuente: DIAN.
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COMPOSICIÓN PRECIOS GASOLINA MEZCLADA BOGOTÁ Fuente: Ecopetrol, UPME, Ministerio de Minas y Energía, cálculos ACP.
A partir de febrero de 2012, se evidencia que, aunque el precio superó los 9.000 pesos por galón en los meses de abril y mayo, hacia diciembre presentó un ligero descenso que lo ubicó de nuevo en niveles similares a los registrados a comienzos de año. Esto se explicó principalmente por reducciones en el ingreso al productor (3%) e impuesto a las ventas (7%).Por su parte, el precio del ACPM mezclado con biodiesel se incrementó 235 pesos por galón (3%) a lo largo de 2012. Este comportamiento estuvo explicado principalmente por la tarifa de transporte por
GASOLINA
ACPM
COMPOSICIÓN PRECIOS ACPM MEZCLADO BOGOTÁ Fuente: Ecopetrol, UPME ,Ministerio de Minas y Energía, cálculos ACP. *Cambio % mezcla del 7% al 8%.
poliducto, que se incrementó 19 por ciento; por un cambio en el porcentaje de mezcla del 7 al 8 por ciento en noviembre; por el incremento en el margen regulado mayorista llevado a cabo a partir de noviembre; y en menor medida por el aumento del 4 por ciento en el ingreso al productor. Para 2013, la reforma tributaria unificó el IVA y el Impuesto Global en el Impuesto Nacional a la Gasolina y el ACPM, el cual tendrá una tarifa de 1.050 pesos por galón para el combustible fósil. Esto disminuyó el valor total de los impuestos de la gasolina y aumentó los del ACPM.
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MERCADO DE GAS NATURAL
Como se mencionó en capítulos anteriores, la producción comercializada de gas natural totalizó 1.170 millones de pies cúbicos día (MPCD) en 2012.
De este volumen, 852 MPCD (73%) se comercializó localmente; 186 MPCD (16%) se exportó a Venezuela1; y el resto se transformó en GLP, combustibles líquidos, y fue enviado a plantas para generación eléctrica y se conservó para compensar desbalances con transportadores y cumplir con el lleno de línea del gasoducto. El consumo interno de gas natural en 2012 registró niveles similares al del año anterior (841 MPCD), resaltando el crecimiento en sectores como el termoeléctrico (3,4%), refinería (1,3%) y gas natural vehicular comprimido (GNVC) (2,4%). Estos incrementos compensaron el descenso de sectores como el industrial (3,1%) y residencial medio-bajo (2,7%). Por región, el mayor consumo de gas natural se realizó en el interior del país (57%), seguido por la Costa Atlántica (39%) y 4 por ciento en las zonas no interconectadas al Sistema Nacional de Transporte (zonas aisladas). La disminución en el consumo de la Costa Atlántica del 4 por ciento, fue compensada por un aumento en el consumo en el interior del país en la misma proporción, mientras que en las zonas aisladas, el consumo se aumentó 16 por ciento. 1 Desde el año 2012, la firma CONCENTRA es quien se encarga de recopilar y analizar las estadísticas de consumo de gas natural que se registran en la página del CNO de gas natural, por lo cual las cifras y la clasificación por sectores difieren con el Informe Estadístico de 2011. Información reportada en GBTU/D, convertida a MPCD.
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CONSUMO GAS NATURAL POR SECTORES 2012
Fuente: CONCENTRA, CNO-Gas antural. Datos a diciembre 2012
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GLOSARIO ÁREA CONTRATADA Es la superficie y su proyección en el subsuelo, alinderada, en la que una compañía autorizada efectúa operaciones de exploración, evaluación y producción de hidrocarburos que son objeto del mismo contrato. AVIGAS Gasolina diseñada para aviones con motor de pistón. El Avigas es el nombre técnico para la gasolina de aviación 100-130, que tiene un alto índice antidetonante (alto octanaje) que se produce a partir de gases de refinería (butilenos e isobutanos) que se hacen reaccionar con un catalizador (ácido sulfúrico) en un proceso denominado alquilación para obtener un componente denominado “alquilato”. El numero 100 significa la capacidad antidetonante requerida por los motores de los aviones una vez alcanzada la velocidad de crucero y el numero 130 identifica la capacidad antidetonante requerida para el despegue que es cuando los motores desarrollan la máxima potencia. BARRIL Es la unidad de medida del volumen de Hidrocarburos Líquidos que equivale a cuarenta y dos (42) galones de los Estados Unidos de América, corregidos a condiciones estándar (una temperatura de sesenta grados Fahrenheit (60° F) y a una (1) atmósfera de presión absoluta). BARRIL DE PETRÓLEO CRUDO (BPC) Es un barril a 60 grados F y a una presión de14.65 libras por pulgada cuadrada, después de deducirse la cantidad total de sedimento, agua y otras impurezas separadas por centrifugado u otro método apropiado. CONTRATO DE CONCESIÓN Una determinada área asignada a una compañía para la exploración de crudo y/o gas bajo términos y condiciones específicas y por un período de tiempo fijo. CONTRATO DE ASOCIACIÓN Tipo de contrato en que el riesgo, en la etapa exploratoria, lo asume totalmente la compañía asociada y en la etapa de explotación, se conforma una operación conjunta y la inversión, dirección y producción son compartidas. CONTRATO DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN (E&P) Este contrato tiene por objeto otorgar a un contratista derecho exclusivo para acometer y desarrollar actividades exploratorias en un área determinada y a producir los hidrocarburos propiedad del Estado que se descubran dentro de la misma, a sus únicos costo y riesgo y con arreglo a programas específicos, a cambio de retribuciones consistentes en el pago de derechos por concepto del uso del subsuelo, y/o de “precios altos” o de otra índole; en la entrega de participaciones en la producción; en el reconocimiento y la transferencia de regalías en dinero o en especie con sujeción a la Constitución y a Ley, y el de aportes a título de formación, fortalecimiento institucional y transferencia de tecnología. CONTRATO DE EVALUACIÓN TÉCNICA (TEA) Este contrato tiene por objeto otorgar a un contratista el derecho exclusivo para realizar estudios de evaluación técnica en un área determinada, a sus únicos costo y riesgo y con arreglo a un programa específico, destinados a definir la prospectividad, a cambio del pago de unos derechos por concepto del uso del subsuelo y con el compromiso de entregar una Participación en la Producción y las demás retribuciones económicas aplicables, en el evento de que todo o parte del área se someta a la celebración y ejecución posterior de un Contrato de Exploración y Producción (E&P), en ejercicio del derecho de conversión pactado en el Contrato de Evaluación Técnica (TEA) correspondiente.
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DESARROLLO U OPERACIONES DE DESARROLLO Son las actividades y obras realizadas que incluyen, sin ser este un listado taxativo, la perforación, completamiento y equipamiento de pozos de desarrollo; el diseño, construcción, instalación y mantenimiento de equipos, tuberías, líneas de transferencia, tanques de almacenamiento, métodos artificiales de producción, sistemas de recuperación primaria y mejorada, sistemas de trasiego, tratamiento, almacenamiento, entre otros, dentro de un área de producción en el área contratada y fuera de ella en cuanto resulte necesario. DESCUBRIMIENTO Se entiende que existe un yacimiento descubierto de hidrocarburos convencionales cuando mediante perforación con taladro o con equipo asimilable se logra el hallazgo de la roca en la cual se encuentra hidrocarburos acumulados y mediante pruebas iniciales de fluidos se establece que se comporta como unidad independiente en cuanto a mecanismos de producción, propiedades petrofísicas y propiedades de fluidos. DIÉSEL Combustible similar al gasóleo calefacción. Su costo se compensa con su mayor duración, requiere de menor mantenimiento, es menos contaminante que la gasolina, es un combustible que no necesita de bujía para encender la mezcla y se evapora con mayor lentitud debido a su mayor densidad y su aprovechamiento energético es mejor. DIÉSEL MARINO Mezcla de hidrocarburos formada por fracciones combustibles provenientes de diferentes procesos de refinación del petróleo tales como destilación atmosférica y ruptura catalítica. Está diseñado para utilizarse especialmente como combustible en motores tipo diésel de embarcaciones marinas o fluviales. También puede usarse para generar energía mecánica y eléctrica, y en quemadores de hornos, secadores y calderas. Este producto puede contener pequeñas cantidades de aditivos que permitan mejorar las condiciones de su desempeño y una sustancia química, llamada “marcador”, que permita obtener información sobre la procedencia del combustible sin que implique modificación en la calidad del producto. EXPLORACIÓN U OPERACIONES DE EXPLORACIÓN Son todos los trabajos y obras que una empresas petrolera ejecuta en el terreno del Área Contratada para determinar la existencia y ubicación de Hidrocarburos en el subsuelo, que incluyen pero no están limitados a métodos geofísicos, geoquímicos, geológicos, cartográficos y en general, las actividades de prospección superficial, la perforación de pozos exploratorios y otras operaciones directamente relacionadas con la búsqueda de hidrocarburos en el subsuelo. EXPLORACIÓN SÍSMICA Es el método de exploración geofísica mediante la cual se generan ondas sísmicas elásticas producidas por la detonación de explosivos o por fuentes no explosivas, que penetran en el subsuelo, son reflejadas o refractadas en interfaces geológicas, recogidas en la superficie de la tierra por geófonos o hidrófonos colocados bajo el nivel del mar, y utilizado para conocer la composición y configuración de las capas del subsuelo.
CRUDO Petróleo que proviene de un yacimiento, después de separarle cualquier gas asociado y procesado en una refinería.
GAS LICUADO DEL PETRÓLEO (GLP) Mezcla de hidrocarburos livianos constituida principalmente por C3´s (propano y compuestos derivados de éste) y C4´s (butanos y compuestos derivados de éstos), en proporciones variables y que a condiciones normales es gaseosa y al comprimirla pasa a estado líquido. Puede producirse en plantas de procesamiento de gas natural o en refinerías, especialmente en plantas de ruptura catalítica.
CUENCA SEDIMENTARIA Estructura cilíndrica en el subsuelo formada en el lecho de un mar antiguo. Debido a que está formada por rocas sedimentarias, y a que su entorno provee trampas para la acumulación de petróleo, una cuenca es un buen prospecto para la exploración. Puede ser marítima o terrestre.
GAS NATURAL Mezcla natural de hidrocarburos en estado gaseoso a condiciones estándar (una temperatura de sesenta grados Fahrenheit (60º F) y a una (1) atmósfera de presión absoluta) compuesta por los miembros más volátiles de la serie parafínica de hidrocarburos.
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BIBLIOGRAFÍA GAS NATURAL COMPRIMIDO (GNC) Se trata de gas natural comprimido (en general sólo metano); se usa como combustibles para vehículos como motores de combustión interna en remplazo de la nafta. GASOLINA Fracción líquida liviana de hidrocarburos, incolora, muy volátil, fácilmente inflamable. Se utiliza como combustible en automóviles y motocicletas, etc. La gasolina que se encuentra en forma natural se conoce como condensado. JET FUEL A-1 Combustible usado para aviones con turbinas tipo propulsión o jet. Este producto, también conocido como turbocombustible, turbosina o JP-A1, es un destilado medio que proviene de la destilación atmosférica del petróleo crudo. HIDROCARBUROS Compuestos orgánicos constituidos principalmente por la combinación natural de carbono e hidrógeno, así como también de aquellas sustancias que los acompañan o se derivan de ellos. PARTICIPACIÓN DE REGALÍAS Derecho a participar de las regalías que tienen los Departamentos y Municipios por la explotación de recursos no renovables y los Puertos marítimos y fluviales en concordancia con el artículo 360 de la Constitución Política de 1991. PETRÓLEO Literalmente significa “aceite de piedra”; se forma del latín “petra” (piedra) y “oleum” (aceite). Su conocimiento se remonta a la antigüedad y era conocido porque afloraba en pequeñas cantidades a la superficie. POZO EXPLORATORIO Es un pozo a ser perforado en busca de yacimientos de hidrocarburos, en un área no probada como productora de hidrocarburos. POZO DE DESARROLLO Es el que se perfora con el objeto de avanzar en la explotación racional del yacimiento dentro del área que ha sido aprobada. PRODUCCIÓN U OPERACIONES DE PRODUCCIÓN Son todas las operaciones y actividades realizadas en un área de producción en relación con los procesos de extracción, recolección, tratamiento, almacenamiento y trasiego de los hidrocarburos hasta el punto de entrega, el abandono y las demás operaciones relativas a la obtención de hidrocarburos. REGALÍAS Contraprestación económica a favor del Estado, por la explotación de un recurso no renovable. RESERVAS POSIBLES Es la cantidad estimada de hidrocarburos a una fecha dada, que probablemente pueden existir en formaciones identificadas por medio de estudios geológicos y de ingeniería, pero que aún no han sido verificadas. RESERVAS PROBABLES Es la cantidad estimada de hidrocarburos a una fecha dada, en áreas cercanas a yacimientos probados, y determinadas por medio de estudios geológicos y de ingeniería de yacimientos. RESERVAS PROBADAS Es la cantidad estimada de hidrocarburos recuperables a una fecha dada, demostrada con una certeza razonable por medio de estudios geológicos y de ingeniería de yacimientos.
“Colombia: menor crecimiento económico será por construcción e industria”. 18 de Diciembre de 2012. El Espectador. “Reservas de gas: en su peor nivel en más de una década”. 17 de Mayo de 2012. Revista Dinero. “PIB habría crecido 3,6 por ciento en 2012 con la construcción como gran incógnita”. 11 de Marzo de 2013. La República. Ministerio de Hacienda y Crédito Público de Colombia. Recuperado el 18 de Marzo de 2013, de Informe de Ejecución Presupuestal Sector Hacienda: http://goo.gl/ZR8EX
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Informe Estadístico Petrolero 2012 Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) Presidente Ejecutivo Alejandro Martínez Villegas Edición General Alexandra Hernández Saravia Vicepresidente de Asuntos Económicos Asesor editorial Jaime FrYsz Asesor ACP Coordinación Patricia Pinzón Ardila. Vicepresidente de Asuntos Públicos y Comunicaciones Burson-Marsteller Colombia Redacción Luz Adriana Hernández profesional de la ACP Fotografía Fernando Valderrama Archivo Ecopetrol Archivo ACP Diseño e impresión Vega y Jaramillo Comunicaciones Ilustración Gráficas Edwin Cruz Bogotá, Colombia Mayo 2013 Para cualquier reproducción total o parcial debe darse el correspondiente crédito al Informe Estadístico Petrolero 2012, de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP). Asociación Colombiana del Petróleo Carrera 7 No. 73-47 piso 12. Teléfono (+571) 212 5758 Fax (+571) 317 8626 www.acp.com.co Distribución Gratuita
ÍNDICE DE SIGLAS ACP ACPM ANH ANLA BPD BPDC CIF CIIU DANE DNP E&P FOB FONPET GLP GNVC IED IVA MBPD MHCP MPCD PIB R/P SGR TEA TPC UPME
Asociación Colombiana del Petróleo Aceite Combustible para Motor Agencia Nacional de Hidrocarburos Autoridad Nacional de Licencias Ambientales Barriles de Petróleo Diario Barriles de Petróleo por Día Calendario Cost, Insurance and Freight Clasificación Uniforme de las Actividades Económicas por Procesos Productivos Departamento Administrativo Nacional de Estadística Departamento Nacional de Planeación Exploración y Producción Free On Board Fondo de Pensiones para Entidades Territoriales Gas licuado de petróleo Gas natural vehicular comprimido Inversión Extranjera Directa Impuesto al Valor Agregado Miles de Barriles Por Día Ministerio de Hacienda y Crédito Público Millones de Pies Cúbicos por Día Producto Interno Bruto Relación Reservas/Producción de crudo Sistema General de Regalías Contrato de Evaluación Técnica Tera Pies Cúbicos Unidad de Planeación Minero Energética
2011 INforme De GeSTIÓN SoCIAL