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Crecimiento de reservas y producción

Cartagena, 20 de Marzo 2019

Felipe Bayón Pardo

Estrategia 2020+Creación de valor como grupo integrado

TRANSFORMACIÓN

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2014 2015 2016 2017 2018

Ingresos EBITDA Utilidad Neta Margen EBITDA

99 54 45 55 72

US

D/B

l

Ingresos, EBITDA y Utilidad Neta en billones de pesos; Brent promedio (anual) en US$/Barril

9,6% 13,1%1,9% 2,7% 8,6%

ROACE Brent Promedio

Mejores resultados financieros del Grupo Ecopetrol en los últimos 5 años

El aporte de Ecopetrol a la Nación en 2018 corresponde a $23,1 billones

Dividendos*

Compra de crudo ANH y regalías

$8,2

$6,1

BILLONES

BILLONES

*Propuesta de dividendos para ser girados en 2019

**Incluye los impuestos asumidos por la compañía y las retenciones

o recaudos de impuestos que realiza a terceros y gira a las

diferentes autoridades tributarias en su calidad de agente retenedor

Total Impuestos**

$8,8BILLONES

Resultados reservas

• Comunicado inforgradia

Entre 1975 y 1986 perdimos autosuficienciaColombia realizó importaciones de petróleo y combustibles

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Exportaciones – Importaciones de Petróleo

GBTUD

Oportunidad para nuevas fuentes

de gas o importaciones

Oferta adicional estimada de los productores

Oferta adicional estimada onshore

Oferta adicional estimada offshore y No Convencionales

*Información de la UPME, Concentra, Ministerio de Minas y Energía y cálculos de Ecopetrol S.A. El balance excluye la oferta de la planta regasificadora de Cartagena, hoy dedicada exclusivamente al sector térmico

Oferta productores – Declaración Ministerio de Minas

Demanda potencial

Demanda de otros sectores más térmico

Está en nuestras manos que podamos seguir siendo autosuficientes en gas

Seguridad EnergéticaRecursos requeridos por eventual importación de crudos

24,229,0

33,738,4

43,229,0

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Escenarios BRENT USD/bl

Carga 380 kbd

Carga 455 kbd

Cálculos Ecopetrol. Incluye efecto de no disponibilidad

de crudos y menores exportaciones de diésel

Carga potencial con un cambio estructural de la dieta de crudos

CAMPOS ACTUALES

NO CONVENCIONALES

EXPLORACIÓN EN COLOMBIA

INTERNACIONALIZACIÓN

Prioridad en el crecimiento de reservas y producción

CUENCA VALLE MEDIO DEL MAGDALENApotencial entre 4 y 7 bnboe1

de hidrocarburos líquidos

CUENCA CESAR-RANCHERÍApotencial hidrocarburos gaseosos

recuperables superiores a 10 TCF2

En YNC, dos cuencas sedimentarias ofrecen las mejores

condiciones

bnboe: billones (109) de barriles de petróleo equivalente2TCF: Trillones de pies cúbicos

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Convencionales No convencionales

Fuente: Annual Energy Outlook, EIA 2019

Con los YNC podemos construir un futuro energético sólido para Colombia

Producción de gas natural Estados Unidos

Real al 2018 y Proyectada 2050

Producción de crudo Estados Unidos

Real al 2018 y Proyectada 2050

YNC: Yacimientos No Convencionales

CronologíaAvance de Ecopetrol en el análisis de los YNC

• Acompañamiento de la

ruta de viabilidad de los

YNC en Colombia

• Diseño y ejecución de

pruebas de concepto

• Alianzas estratégicas

para incorporar know

how

• Modelo operativo

• Evaluación de gas

metano asociado

al Carbón

• Conformación del

equipo para el

estudio de No

Convencionales

• 6 Pozos*, 28.700 pies registrados y 6.300 pies

núcleos

• Caracterización y conocimiento del Cretáceo en

VMM

• Adquisición de equipos, análisis de laboratorio y

desarrollo tecnológico del ICP

• Desarrollo de la regulación para YHNC

• Estimación de recursos

• Priorización de áreas y Plays en VMM

ESTIMACIÓN INICIAL DEL POTENCIAL EN VMM

Recursos Recuperables (2,4 y 7,4 Bnboe)

PROYECTOS PILOTOS DE

INVESTIGACIÓN

2010 2011 2018 2020

Foco Actual

hoy

INICIO

* Pozos Estratigráficos

Dimensiones analizadas

Comisión de ExpertosRecomendaciones

Cumplir Ley de Transparencia y Acceso a la informaciónpública. Divulgar toda la información disponible asociada e identificar carencias de información (ecosistemas, hidrogeología, sismicidad, etc).

Identificar necesidades Capacidad Institucional para hacer seguimiento alPPI

Identificar necesidades Capacitación de Personal local para participar de la actividades de PPI

Identificar y divulgar Tecnología de Mínimo Impacto que se utilizara para el PPI

Ajustar regulación para selección, uso y seguimiento de tecnologías de mínimo impacto

Acordar los mecanismos de participación y veeduría ciudadana en el PPI

Acordar manejo riesgos salud con pobladores cercanos al lugar de PPI

Construcción de línea base social (salud, económica, uso de RRNN) y ambiental (ecosistemas terrestres y acuáticos).

Línea de base y monitoreo de poblaciones

01Distancia mínima deáreas pobladas

02Mecanismos de mitigación de riesgos

03Fortalecimiento de comunidades

04

Well Head

WELL

HEAD

PILOTOS DE

INDUSTRIA

Integración regional YNC

registro, verificación y control de fluidos

Disposal

PMA NORMS

fortalecimiento de la capacidad institucional

dialogo, compromisosaporte territorio

a la salud

Línea BaseMonitoreo Acuíferos

Pozos abandonadose inactivos

Línea Base SGCMonitoreo

Alternativas

RIESGOSUBICACIÓN Y VIABILIDAD

SISMICIDAD

AGUASsubterráneas

INVENTARIO

DISPOSICIÓN de Fluidos

EVALUACIÓNAmbientalestratégica

SISTEMA

PLAN

LICENCIA

SOCIAL

Tecnología

Línea base

Línea base

Tecnología

Línea base

TecnologíaTecnología

Transparencia y Acceso a la

información

Capacidad Institucional

Capacitación dePersonal local

Mecanismos de participación y

veeduría ciudadana en el PPI

Manejo riesgos salud

Línea base

Plan 2019-2021 Sostenibilidad, crecimiento y generación de valor

PRODUCCIÓN 2021

750 – 770 kbped

VOLUMEN TRANSPORTADO

1.100 – 1.250kbd

CARGA REFINERÍAS

370 – 400kbpd

Inversiones

US$12 – 15 B

Deuda Bruta / EBITDA

1,0 – 1,5 veces

ROACE

Mayor a 11%

Flujo de Caja Libre Acumulado

US$12 B

IRR* (Sin incluir efecto precio)

>100%

* IRR: Índice de Reposición de Reservas

** ROACE = Utilidad Operativa después de Impuestos / Capital Empleado (Cifra en pesos) Brent US$65/Bl