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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