Especialización en Gerencia de Hidrocarburos · 2019
Evaluaciones técnico - económicas de proyectos tipo off-shore en el caribe colombiano bajo los modelos de contratos de e&p ofrecidos por la agencia nacional de hidrocarburos
La exploración y producción de hidrocarburos en Colombia tienen una gran relevancia e impacto en la economía del país; así el Caribe colombiano es una cuenca emergente para la exploración y producción de hidrocarburos, que por sus resultados exploratorios tiene una afinidad más enfocada a la generación y producción de gas seco. A partir de la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos - ANH, se han realizado tres procesos competitivos en el Offshore del Caribe colombiano de oferta de áreas en rondas para adjudicación de contratos de E&P. El resultado de estos procesos competitivos ha sido relativamente importante ya que aumentó de manera significativa el proceso exploratorio de estas áreas, donde las ofertas tienen una gran dependencia del entorno de la industria petrolera y sus competidores, previa evaluación técnica exploratoria. Durante el presente trabajo se comparó el impacto en las evaluaciones técnico-económicas de los modelos de contratos de E&P ofrecidos por la Agencia Nacional de Hidrocarburos para proyectos tipo offshore en el Caribe colombiano tomando como base 15 contratos de E&P firmados en estas cuencas caribeñas. Para ello se tomó un proyecto tipo Chuchupa en condiciones de aguas profundas y se le realizó una evaluación técnico-económica variando las condiciones establecidas en cada uno de los contratos. Al analizar los modelos de contratos de E&P de hidrocarburos ofrecidos por la Agencia Nacional de Hidrocarburos para el offshore en el tiempo, se nota la inclusión de variables en los contratos de acuerdo al entorno de la industria de hidrocarburos lo que afecta los indicadores financieros y económicos de los contratos analizados. El resultado de lo anterior y dependiendo de la óptica que se le vea (empresa privada o administrador de los contratos nacionales), es buscar las mejores condiciones de contrato que permitan un balance de tipo gana-gana tanto para las empresas operadoras y la ANH para que las áreas en cuencas emergentes y frontera evolucionen en su proceso de E&P. *
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Contenido
- Introducciónp. 20
- 1. Objetivosp. 23
- 1.1 Objetivo Generalp. 23
- 1.2 Objetivos Específicosp. 23
- 2. El Caribe Colombiano- Generalidadesp. 24
- 2.1 Localización y generalidadesp. 24
- 2.2 Geología Generalp. 26
- 2.3 Evolución tectónicap. 28
- 2.4 Marco Estructuralp. 30
- 2.5 Marco Estratigráficop. 33
- 2.6 Descripción del sistema petrolíferop. 34
- 2.6.1 Roca Generadorap. 39
- 2.6.2 Roca Reservoriop. 39
- 2.6.3 Roca Sellop. 39
- 2.6.4 Trampap. 40
- 2.6.5 Generación y Sincronismo (Dinámica)p. 36
- 2.7 Proyectos tipo y riesgos geológicos asociadosp. 37
- 3. Conceptos de evaluación económica de proyectos de hidrocarburosp. 41
- 3.1 Conceptos básicos en la evaluación de proyectosp. 41
- 3.1.1 Valor del Dinero en el Tiempop. 42
- 3.1.2 Interés Simple y Compuestop. 42
- 3.1.3 Valor Presente y Futurop. 43
- 3.1.4 Flujo de Cajap. 43
- 3.1.5 Inflaciónp. 44
- 3.1.6 Depreciación y Amortizaciónp. 45
- 3.1.7 Tasa de Descuento y WACCp. 45
- 3.2 Indicadores financieros en la evaluación de proyectosp. 46
- 3.2.1 Valor Presente Neto (VPN)p. 46
- 3.2.2 Tasa Interna de Retorno (TIR)p. 47
- 3.2.3 Eficiencia de la Inversión (EI)p. 48
- 3.2.4 Tiempo de Repago (Payback Period)p. 48
- 3.2.5 Relación Beneficio Costo (RBC)p. 48
- 4. Modelo de contratos de E&P de hidrocarburosp. 49
- 4.1 Marco histórico y regulatoriop. 49
- 4.2 Contratos de exploración y producción- E&Pp. 51
- 5. Análisis financiero y económico de proyecto tipo offshorep. 56
- 5.1 Descripción de proyecto tipo offshorep. 57
- 5.2 Riesgos técnicos asociados al proyecto tipop. 60
- 5.3 Variables de la evaluación económicap. 63
- 5.3.1 Gastos Operacionales (OPEX)p. 64
- 5.3.2 Gastos de Capital (CAPEX)p. 67
- 5.3.3 Curva de Producciónp. 72
- 5.3.4 Precio del Gasp. 73
- 5.3.5 Tasa de Descuentop. 76
- 5.3.6 “Government Take”p. 97
- 5.3.6.1 Regalíasp. 91
- 5.3.6.2 Derechos Económicos de la ANHp. 79
- 5.3.6.2.1 Uso del Subsuelo:p. 80
- 5.3.6.2.2 Participación en la Producción o Factor X:p. 81
- 5.3.6.2.3 Precios Altos:p. 83
- 5.3.6.2.4 Transferencia de Tecnología:p. 83
- 5.3.6.3 Programa de Beneficio a las Comunidadesp. 84
- 5.3.6.4 Impuestosp. 94
- 5.4 Flujo de caja del proyectop. 87
- 5.5 Discusión y resultados económicos de la evaluaciónp. 92
- 6. Conclusionesp. 98
- 7. Recomendacionesp. 99
- Referencias Bibliográficasp. 101
- Apéndicesp. 106
- hidrocarburos y datos sísmicos 2D y 3Dp. 26
- Figura 2. Mapa Geológico generalizado del Norte de Colombiap. 27
- Figura 3. Carta cronoestratigráfica del Caribe Colombianop. 28
- Figura 4. Modelos paleogeográficos para la Placa Caribep. 30
- Figura 5. Principales rasgos estructurales presentes en las cuencas del Caribe colombianop. 32
- rasgos estructurales de esta áreap. 32
- los principales rasgos estructurales de esta áreap. 33
- (izq.)p. 36
- Figura 9. Ejemplo de carta de eventos geológicosp. 39
- geológicop. 27
- Figura 11. Clasificación del riesgo geológicop. 41
- Figura 12. Localización del Campo Chuchupa, pozos y las plataformasp. 59
- Figura 13. Registros eléctricos del pozo Chuchupa-2p. 60
- descubrimiento evaluado en este documentop. 65
- Figura 15. Costos operacionales de proyectos offshore del GOMp. 66
- Figura 16. Perfil del Opex para utilizado para todos los casos evaluadosp. 66
- Figura 17. Tipos de proyectos en el GOM y costo promedio de los pozosp. 69
- Figura 18. Costos de medio de gasoductos para proyectos en el GOMp. 70
- Figura 19. Diseño esquemático de producción del proyecto Lucuis- GOMp. 71
- Figura 20. Perfil del Capex para utilizado para todos los casos evaluadosp. 71
- Figura 21. Curva de producción anual del campo Chuchupap. 72
- Semi FPSs y derecha SPARsp. 73
- la UPME, 2018p. 74
- Figura 24. Histórico de reservas probadas y producción comercializada de gasp. 75
- importación de gas naturalp. 76
- E&P evaluadosp. 79
- rojo los contratos que no están sujetos a actualizaciónp. 81
- Figura 29. Participación en la P o Factor X% por contrato analizadop. 82
- Figura 30. Programa de Beneficio a las Comunidades por contrato analizadop. 86
- Figura 31. Esquema para el cálculo del Flujo de Caja para la base gravable de impuestosp. 87
- Take")p. 88
- caso “Gross”p. 89
- caso 1- Contrato de E&E Tayornap. 91
- abandono para el proyecto tipo offshorep. 92
- proyecto. Derecha cálculo en valor de la depreciación para los activos del proyectop. 93
- parte superior) y RC4 (en la parte inferior)p. 94
- “Government Take”p. 97
- Tabla 1. Pozos descubridores de hidrocarburos en el Offshore del Caribe Colombianop. 37
- Tabla 2. Resumen de datos generales del campo Chuchupap. 57
- colombianop. 23
- Tabla 4. Histórico de pozos perforados en el campo Chuchupap. 68
- Apéndice A Resumen de los pozos exploratorios perforados en el caribe colombianop. 106
- Apéndice B. Premisas para el ejercicio económico- financierop. 107
- Apéndice C. Detalle de cálculo para caso gross y contrato E&E Tayronap. 110
- Apéndice D. Resultados de ejercicio financiero por contratop. 112