Introducción Contexto 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.
Producciรณn Petrolera Nacional 2017
Reservas 2016 Empresas PĂşblicas y Privadas
Reservas Estimadas
TOTAL 3P: 2.658 MMBls
4.114
Con las reservas del Bloque 43 – ITT publicadas el 14 de julio de 2016
Cierre al 31 de diciembre de 2016
Petroamazonas EP
Evolución de presupuesto ejecutado e indicadores
5.000 4.500
1 3 4 0
4.284
4.000
3.395
3.500
1 5 2 7
23,8
1.500
0
13,9 698
21,6
20,4 20,9 1.654
859 960
19,9
1.200
700
104.164 BPPD
600
$ 568,80 MM
40
35
53.117 BPPD
500
30,628,9 29,3
20,1
500
45
2.935 30
2.000
1.000
1 8 0 0
3.208
3.000 2.500
Renta Petrolera
50
4.735
110.000
90.000
70.000
50.000
400
25
300
20
200
8.357 BPPD
30.000
$ 202,25 MM
10.000
-10.000
18.3
15
100 -30.000
0
10
406 443 431 441 440
446 88
95
99
129 157 148
2007
2008
2009
2010
2011
PRESUPUESTO EJECUTADO KUSD
2012
2016
PRODUCCIÓN
2014
2015
2016
2017
COSTO DE PRODUCCIÓN
2018
-100
-50.000
-70.000
5 -200
2013
2017
0
-$ 167,71 MM
-90.000
RENTA PETROLERA MM USD PRODUCCIÓN [bppd]
Deuda Petroamazonas EP (30 de junio de 2017)
3.000
2.461 179
2.500
Millones de dólares 850
2.000
1.432
890
1.500
1.000
542 500
0
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.
Preventas petroleras
Contratos venta crudo / pago anticipado y crédito
VOLUMEN ENTREGADO (BLS.)
VOLUMEN CONTRATOS
COMERCIAL PAGO ANTICIPADO TOTAL
PAGO ANTICIPADO TOTAL
550.440.000 1.109.160.000
238.728.520,25
319.991.479,75
333.785.411,08
216.654.588,92
572.513.931,33
536.646.068,67
MONTO DESEMBOLSO (USD)
MONTO PAGADO CAPITAL (USD)
6.970.000.000
6.498.000.000
2.143.000.000
7.500.000.000
6.360.000.000
5.378.948.870
14.470.000.000
12.858.000.000
7.521.948.870
CRÉDITO CONTRATOS
COMERCIAL
558.720.000
VOLUMEN POR ENTREGAR (BLS.)
MONTO PAGADO INTERESESCOMISIONES (USD) 1.349.000.000 2.097.448.652,13 3.446.448.652,13
MONTO POR PAGAR CAPITAL (USD) 4.355.000.000 981.051.130 5.336.051.130
DESEMBOLSO PENDIENTE (USD) 521.000.000 1.140.000.000 1.661.000.000
Estado actual de Refinería Esmeraldas Costo final: aproximadamente USD 2.200 MM Repotenciación USD 1.100 MM Sostenimiento USD 1.100 MM 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)
Estado actual de Refinería Esmeraldas
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.
Poliducto Pascuales Cuenca 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.
Proyecto Monteverde – El Chorrillo
(Constituye el Terminal Marítimo, Estación de Bombeo, Ducto de GLP y Terminal El Chorrillo)
Costo inicial: USD 424,1 MM Costo final: USD 606,7 MM 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.
Planta de licuefacción de Gas Natural Bajo Alto
Costo inicial: USD 55 MM Costo actualizado del proyecto: USD 85 MM Capacidad operativa: 200 TMD. Producción actual: 120 TMD. 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.
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.
Secretaría de Hidrocarburos
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
Renegociación de Contratos Campo Libertador
Campo Shushufindi
Tasa Interna de Retorno Participación del Estado en renta petrolera Tarifas
Condición Renegociación actual 26.70% 16.70%
Inversiones en MM US$
74% 29.85
89% 19.50
1,604
2,643
Tasa Interna de Retorno Participación del Estado en renta petrolera Tarifas Inversiones en MM US$
Valor Presente Neto del proyecto 2.068
350
2.000 1.500
1.447
1.000 500
501
268
-
82% 38.54
99% 25.50
385
525
Valor Presente Neto del proyecto MILLONES DE DOLARES
MILLONES DE DOLARES
2.500
Condición Renegociación actual 19.10% 12.55%
290
300 250
222
200 150 100 50
50
4
Situacion Actual Valor Presente Situacion Futura Valor Presente Neto MMUSD Neto MMUSD INGRESOS ESTADO
INGRESOS CONTRATISTA
Situacion Actual Valor Presente Neto MMUSD INGRESOS ESTADO
Situacion Futura Valor Presente Neto MMUSD
INGRESOS CONTRATISTA
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.
Ejecuciรณn a la fecha