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Introducción
Diagnóstico y perspectiva del sector hidrocarburos.
Un análisis de la situación encontrada en las
entidades adscritas y empresas públicas.
Informar sobre un conjunto de acciones de corto y
mediano plazo.
Aplicación de mecanismos de eficiencia y
transparencia institucional.
Generar un marco de confianza, honrando los
compromisos adquiridos.
Proyectarnos como un país atractivo para la
inversión privada, cumpliendo las reglas de juego
establecidas y convenidas.
Respeto al medio ambiente y al capital humano.
Contexto
Empresas Públicas y Privadas Reservas 2016
Reservas Estimadas
TOTAL 3P:
2.658 MMBls
Cierre al 31 de diciembre de 2016
4.114 Con las reservas del Bloque 43 – ITT
publicadas el 14 de julio de 2016
446
698 859
960 1.200
1.654
4.284
4.735
3.395 3.208
2.935
88 95 99 129 157 148
406 443 431 441 440
13,9
20,1
23,8
20,4 20,9
30,6 28,9 29,3
21,6 19,9
18.3
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
PRESUPUESTO EJECUTADO KUSD PRODUCCIÓN COSTO DE PRODUCCIÓN
1340
1527
1800
Evolución de presupuesto ejecutado e indicadores Petroamazonas EP
-$ 167,71 MM
$ 202,25 MM
$ 568,80 MM
8.357 BPPD
53.117 BPPD
104.164 BPPD
-90.000
-70.000
-50.000
-30.000
-10.000
10.000
30.000
50.000
70.000
90.000
110.000
-200
-100
0
100
200
300
400
500
600
700
2016 2017 2018
RENTA PETROLERA MM USD
PRODUCCIÓN [bppd]
Renta Petrolera
2.461
179 850
1.432 890
542
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
La deuda de Petroamazonas EP
alcanzó en septiembre de 2016,
USD 3.600 millones (MM).
A junio de 2017 la deuda total es
de USD 1.432 millones, de los
cuales USD 890 MM son de
servicios prestados por las
contratistas en los últimos 3
meses; mientras que la deuda de
corto plazo es USD 542 millones.
Petroamazonas lideró la
renegociación de la deuda con
las contratistas con el apoyo del
Ministerio de Economía y Finanzas
utilizando varios mecanismos de
financiamiento.
Millones de dólares
(30 de junio de 2017) Deuda Petroamazonas EP
VOLUMEN CONTRATOS VOLUMEN ENTREGADO
(BLS.)
VOLUMEN POR
ENTREGAR
(BLS.)
COMERCIAL
558.720.000 238.728.520,25 319.991.479,75
PAGO ANTICIPADO
550.440.000 333.785.411,08 216.654.588,92
TOTAL 1.109.160.000 572.513.931,33 536.646.068,67
Preventas petroleras Contratos venta crudo / pago anticipado y crédito
CRÉDITO CONTRATOS
MONTO
DESEMBOLSO
(USD)
MONTO PAGADO
CAPITAL
(USD)
MONTO PAGADO
INTERESES-
COMISIONES
(USD)
MONTO POR
PAGAR
CAPITAL
(USD)
DESEMBOLSO
PENDIENTE
(USD)
COMERCIAL
6.970.000.000
6.498.000.000
2.143.000.000 1.349.000.000
4.355.000.000 521.000.000
PAGO
ANTICIPADO
7.500.000.000
6.360.000.000
5.378.948.870 2.097.448.652,13
981.051.130 1.140.000.000
TOTAL
14.470.000.000
12.858.000.000
7.521.948.870
3.446.448.652,13
5.336.051.130
1.661.000.000
Estado actual de Refinería Esmeraldas
Condiciones actuales La rehabilitación de la refinería no fue integral.
Se intervino en un porcentaje parcial de las unidades.
Riesgo operativo de suspensión de operaciones.
Riesgo potencial de un evento mayor.
Unidad FCC (corazón de la Refinería)
Unidad Hidrodesulfuradora de Diésel HDS
(reduce azufre del diésel)
Baja confiabilidad en generación eléctrica
Almacenamiento de combustibles
Plantas de Azufre (S y S1)
Planta CCR (para mejoramiento de naftas)
Costo final: aproximadamente USD 2.200 MM Repotenciación USD 1.100 MM Sostenimiento USD 1.100 MM
Acciones sobre Refinería
En proceso la evaluación técnica de cada una de las
áreas del sistema de refinación para tomar acciones
correctivas y preventivas.
Se está trabajando en la valoración de los requerimientos
adicionales para el óptimo funcionamiento de la REE.
Intervención de los organismos de control para revisión
de los contratos de repotenciación y sostenimiento de la
REE.
Confiabilidad de generación eléctrica a través de
interconexión con Termoesmeraldas 2.
Implementación para mejoras de combustibles
(Euro 3 y Euro 5).
Se ha firmado el contrato con ESPE EP para cierre y
liquidación de contratos.
Estado actual de Refinería Esmeraldas
Costo inicial: USD 440 MM Costo final: USD 623 MM
Condiciones actuales:
Problemas y fallas constructivas
Infraestructura que no opera a su capacidad de diseño
Deterioro prematuro de planta y equipos
No funciona el Sistema Automatizado de despacho y recepción
de derivados por el poliducto.
Problemas legales con la ejecución y terminación del contrato.
Riesgo:
Incremento de costos operativos y posible afectación a la zona
sur del país.
Impacto económico a la empresa.
Acciones a corto plazo:
Terminación unilateral del contrato con la contratista. Se están
reclamando las garantías.
Contratación para terminación de obra.
Poliducto Pascuales Cuenca
Condiciones actuales
Falta de instalación de sistema de protección catódica de muelle que
provoca corrosión progresiva de pilotes.
Atraque de buques de importación de propano y butano, están
afectando a la integridad del muelle por omisiones en el diseño.
Existen observaciones de urgente aplicabilidad por parte de la
certificadora para su operación.
Riesgo e impacto
Colapso del muelle y del terminal al quedar fuera de operación.
Afectar el suministro de GLP en la zona sur del país.
Pérdidas económicas para reparar daños en el Terminal y su muelle.
Acciones
Contratación del diseño y construcción del Sistema de protección
catódica del muelle, duques de alba y más infraestructura necesaria
en el Terminal.
(Constituye el Terminal Marítimo, Estación de Bombeo, Ducto de GLP y Terminal El Chorrillo) Proyecto Monteverde – El Chorrillo
Costo inicial: USD 424,1 MM Costo final: USD 606,7 MM
Condiciones actuales
Asentamientos diferenciales del suelo que no han sido
corregidos.
Deterioro de la infraestructura y equipamiento.
Problemas de procesos que no permiten operar a su
capacidad de diseño. Generadores (Gensets) fuera de
servicio.
Sistema de control de operación sin funcionar.
Riesgos: Puede darse un incidente por falla en la
infraestructura.
Acciones: Se está realizando un análisis de la situación
para buscar la mejor alternativa.
Capacidad operativa: 200 TMD.
Producción actual: 120 TMD.
Costo inicial: USD 55 MM Costo actualizado del proyecto: USD 85 MM
Planta de licuefacción de Gas Natural Bajo Alto
Refinería del Pacífico
Proyecto Inicial
Procesamiento 300.000 barriles
Costo: USD 15.000 millones
Inversión a la fecha: 1.528
Cuentas pendientes, pago PDVSA: Aproximadamente USD 500 MM.
(se require cruce de cuentas y modificación de participaciones)
La propuesta buscaba:
Satisfacer la demanda interna de combustibles.
Reducir la importación de combustibles, evitando así salida de divisas.
Desarrollar de la industria petroquímica.
Crear empleo.
Se mantiene el compromiso del Gobierno de llevar a cabo el proyecto siempre y
cuando haya interés por parte de inversionistas, para lo cual se está evaluando
el alcance del mismo.
Condiciones actuales
Obligaciones por pagar en USD 190MM por concepto de
IVA con contratistas petroleros privados por insuficiente
ingreso disponible por baja de precio del petróleo
Gestión ante el Ministerio de Economía y Finanzas con el
apoyo del Ministerio de Hidrocarburos para el pago de
Tramo 2 (Fondo de Liquidez) por USD 95 MM y
reconocimiento de la deuda del Tramo 1: USD 93 MM.
Se ha comprometido el pago del Tramo 2 con Títulos del
Banco Central (TBC).
Problemas que requieren resolución con el SRI
Impuestos sobre carry-forward
Deducibilidad de ship or pay
Laudos
Secretaría de Hidrocarburos
Acciones para reactivar el sector:
Ronda Intracampos
Hasta el momento se han validado áreas, coordenadas y
vértices de las 8 áreas Intracampos.
Se espera una inversión estimada de USD 900 MM durante
la ejecución de los contratos.
Promover inversión en exploración mediante Contrato de
Participación con normativa legal vigente.
Ingresos esperados para el Estado por alrededor de
USD 960 MM en el periodo de 13 años de producción.
Fecha estimada de adjudicación en abril 2018.
Ronda Sur – Oriente
Fecha estimada de lanzamiento: Último trimestre de 2018
Secretaría de Hidrocarburos
Renegociación de Contratos
1.447
2.068
501 268
-
500
1.000
1.500
2.000
2.500
Situacion Actual Valor Presente Neto MMUSD
Situacion Futura Valor Presente Neto MMUSD
MIL
LO
NE
S D
E D
OL
AR
ES
Valor Presente Neto del proyecto
INGRESOS ESTADO INGRESOS CONTRATISTA
Condición
actual Renegociación
Tasa Interna de Retorno 26.70% 16.70%
Participación del Estado
en renta petrolera 74% 89%
Tarifas 29.85 19.50
Inversiones en MM US$
1,604
2,643
Campo Shushufindi Campo Libertador
222
290
50 4
-
50
100
150
200
250
300
350
Situacion Actual Valor Presente Neto MMUSD
Situacion Futura Valor Presente Neto MMUSD
MIL
LO
NE
S D
E D
OL
AR
ES
Valor Presente Neto del proyecto
INGRESOS ESTADO INGRESOS CONTRATISTA
Condición
actual Renegociación
Tasa Interna de Retorno 19.10% 12.55%
Participación del Estado
en renta petrolera 82% 99%
Tarifas 38.54 25.50
Inversiones en MM US$
385
525
Estrategias establecidas desde el Organismo Rector
Mantener una operación segura y confiable para
beneficio del país.
Implementación de la modalidad contractual de
Participación.
Realización de la Ronda Suroriente e Intracampos.
Revisión y renegociación de las tarifas petroleras
con operadoras, una vez que culminó el proceso
con los contratos de Servicios Específicos.
Racionalización de los contratos de pre ventas
petroleras.
Optimización de costos y producción.
Revisión de proyectos con deficiencias con un plan
de acción para una solución integral.
Plan de mejoramiento de la calidad de los
combustibles.
Ordenamiento administrativo y operativo del sector
hidrocarburífero.
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