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for hydrocarbons
2
Contenido – Parte I
1. Colombia
2. Estadísticas de la industria
3. Ronda Colombia 2010
4. Aspectos legales y contratos
5. Comunidades y prioridades medioambientales
3
Colombia en Suramérica:
La democracia más antigua
2ª población: 45 millones
3er productor de crudo: 800,000 b/d (2010 est.)
3er producto interno bruto: US$395 billones
US$8500/Cap (PPP)
3er receptor de inversión
extranjera directa: US$10.6 billones (2008)
• crudo & gas: US$ 3.4 billones (2008)
4a superficie: 1,2 millones de km2
- sedimentaria (terrestre): ~ 0.8 millones de km2
- marina: ~ 0.9 millones de km2
4
Flujos de inversión extranjera en Suramérica
Fuente: UNCTAD
45.058
16.787
10.5648.853
4.808
1.716
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
50.000
Brasil Chile Colombia Argentina Peru Venezuela
Millo
nes
US
D
2006 2007 2008
5
Flujos de inversión extranjera poractividad económica (2008)
Fuente: Banco de la República
32%
18%17%
10%
10%
8%5%
Sector Petrolero
Minería
Manufactura
Sector Financiero
Comercio y Hoteles
Transporte y Comunicaciones
Otros
6
Flujos de inversión extranjera directa netaSector petrolero
(E) = Estimado
Fuente: Banco de la República
0,000
1,000
2,000
3,000
4,000
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Millones de USD
Flujos anuales
Tercer trimestre
*E
7
Marco institucional – a partir de 2003
Adopta la política nacional
Administra y promueve el aprovechamiento del recurso
Explora, produce, refina, transporta y comercializa
Ministerio de Minas
y Energía
8
Marco estratégico
La ANH es la autoridad encargada de
promover el aprovechamiento óptimo y sostenible de
los recursos hidrocarburíferos del país,
administrándolos integralmente
y armonizando los intereses de
la sociedad, el Estado y las empresas del sector
Seremos reconocidos como una entidad modelo en el mundo por:
• el conocimiento del potencial del subsuelo colombiano y el logro de su aprovechamiento;
• la eficiencia y transparencia en la administración de hidrocarburos y el trabajo conjunto con la industria y la comunidad; y
• el profesionalismo de nuestro equipo, el alto nivel tecnológico y la eficiencia y agilidad en procesos clave
Misión
Visión
9
Contenido
1. Colombia
2. Estadísticas de la industria
3. Ronda Colombia 2010
4. Aspectos legales y contratos
5. Comunidades y prioridades medioambientales
10
Crudo en Suramérica
Fuentes: BP Statistical Review 2009; análisis ANH
Brasil
Colombia (E)
Argentina
Venezuela
Producción
Reservas probadas (miles de millones de barrilles)
12,63,8
2,6
(12%)
(2%)
Ecuador
(*)
(*) Producción a diciembre 2009
2,5
2.566
1.899
734 630
514
0
1.000
2.000
3.000
Venezuela Brasil Colombia Argentina Ecuador
MBD
Creciente
Decreciente
99,4
(E) = estimado 2009
11
Gas en Suramérica
Brasil
Colombia (E)
Argentina
Venezuela
Trinidad & TobagoProducción
Reservas probadas (Tera pies cúbicos)
17
15
12
4,1
(2%)
Fuentes: BP Statistical Review 2009; análisis ANH
4,3
3,8
3,0
1,3 1,3 1,1
0
1
2
3
4
5
Argentina Trinidad & Tobago
Venezuela Bolivia Brasil Colombia
BPC
(7%)
(*)
25 Bolivia
(*) Producción a diciembre 2009
Creciente
Decreciente
(E) = estimado 2009
171
12
6,7
7,2 7,5
7,3 7,1
7,3 6,9
4,0 4,2 4,0
4,3
3,7
4,4 4,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
8,0
2003 2005 2007 2009
Tpc
Recuperables Probadas
Reservas
Crudo Gas
1,542 1,478
1,453 1,510
1,358
1,668
2,500
1,200
1,400
1,600
1,800
2,000
2,200
2,400
2003 2005 2007 2009
Mbbls
(E)
(E) = estimado a finales de 2010
(E)
13
800
900
1.000
1.100
1.200
580
620
660
700
740
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
MPCDKBD
Crecimiento de la producción
500
600
700
800
900
1.000
1.100
500
550
600
650
700
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
MPCDKBD
Crudo Gas
Producción promedio anual
Producción promedio mensual(últimos 12 meses)
Crudo Gas
14
La actividad exploratoria aumenta
Millones (Ha)
TEA
Producción
E&P
Ronda 2010
0
20
40
60
80
100
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
0
20
40
60
80
100
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
0
20
40
60
80
100
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
0
20
40
60
80
100
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
0
20
40
60
80
100
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
0
20
40
60
80
100
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
0
20
40
60
80
100
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
0
20
40
60
80
100
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
15
La actividad contractual y la adquisición sísmica aumentan
TEA: Contrato de Evaluación Técnica
0
10
20
30
40
50
60
70
80
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
TEA
E&P
Asociación (Ecopetrol)
No. contratos
64
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Offshore
Onshore
Sísmica:Km de 2D equivalente
Plan: 10.000
16
El número de pozos exploratorios crece, y las tasas de éxito son altas
0
20
40
60
80
100
120
2002 2004 2006 2008 2010
No. de pozos
Plan: 88
4 610
1622
29
47
36
111
6
22 11
19
34
41
51
28
0
20
40
60
80
100
0
20
40
60
80
100
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Productores En pruebas
Secos Tasa de éxito
No. de pozos Tasa de éxito (%)
10
28
56
35
70
21
99
75
17
La percepción de la industria muestra fortalezas
Fuente: Arthur D. Little, 2008
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
Argentina Brazil Colombia Ecuador Peru Trinidad y
Tobago
Prospectividad Términos contractuales Atractivo general
0
1
2
3
4
5Prospectividad
Términos fiscales
Estabilidad política
Estabilidad económica
Seguridad jurídica
Seguridad personal
ExpectativasColombia
18
Compañías operadoras en Colombia
MAJOR7 BHP BILLITON EXXONMOBIL RELIANCE INDUSTRIES LTD TALISMAN OIL & GAS LTD
BP EXPLORATION COMPANY NEXEN INC. SK ENERGY CO LTD
NOC 3 ECOPETROL S.A. ONGC VIDESH LIMITED PETROBRAS
ALPHA CONSULTORES GOLD OIL PLC NCT ENERGY GROUP CA PETROPULI LTDA
AMERISUR GOLDEN OIL CORPORATION NEW HORIZON EXPLORATION INC PETROTESTING COLOMBIA S.A.
ARGENTA OIL & GAS GRAN TIERRA ENERGY LTD OCCIDENTAL ANDINA LLC PLUSPETROL RESOURCES CORP.
BD PRODUCTION CO,, INC. GREAT NORTH ENERGY INC. OMEGA ENERGY COLOMBIA RAMSHORN INTERNATIONAL LIMITED
C&C ENERGÍA HARKEN DE COLOMBIA LIMITED OMMIMEX OIL & GAS RANCHO HERMOSO S.A
CARBOPETROL SA HOCOL S.A. OPEN CHOKE EXPLORATION LLC SHONA ENERGY COLOMBIA LIMITED
CEPCOLSA HUNT OIL COMPANY OPERACIONES PETROLERAS AND S.A. SOGOMI ENERGY S.A.
COLOMBUS ENERGY HUPECOL OPICA BLC. S.A SOLANA PETROLEUM EXPL LTD
COMPAÑÍA DE TRAT DE LODOS SA INEPETROL S.A. PACIFIC STRATUS ENERGY CORP TC OIL & SERVICES S.A.
IOC 76 COMPETROL LTDA CONEQUIPOS ING LTDA PAN ANDEAN COLOMBIA TECPECOL S.A e INEPETROL S.A.
CENERCOL S.A. INTEROIL EXPL Y PROD PARKO SERVICES S.A. TEXICAN OIL LTD
DRUMMOND LTD KAPPA RESOURCES COLOMBIA LTD PETROANDINA COLOMBIA LTD. THETYS PETROLEUM
EL TRIUNFO LEWIS ENERGY COLOMBIA, INC. PETROCOLOMBIA THORNELOE ENERGY
EMERALD ENERGY PLC MAUREL & PROM COLOMBIA B.V. PETROLEOS COLOMBIANOS LIMITED TRAYECTORIA OIL & GAS
EMPESA S.A. MAXIM WELL SERVICES LTD PETRÓLEOS DEL MAR TURKISH PETROLEUM INT. CO. LTD
ERAZO VALENCIA SA META PETROLEUM CORP PETROLEOS DEL NORTE VAROSA ENERGY LIMITADA
FÉNIX OIL & GAS SA MOMPOS OIL COMPANY INC PETROLERA MONTERRICO S.A. VETRA COLOMBIA
GEOKINETICS INTERNATIONAL INC. MONTECZ S.A. PETROLIFERA PETROLEUM LIMITED WELL LOGGING LTDA
GEOPRODUCTION OIL AND GAS MORICHAL PETROLEO Y GAS C.A. PETROMINERALES COLOMBIA LTD WINCHESTER OIL AND GAS
TOTAL 86
Más 70 no operadoras
19
Colombia ofrece buenas oportunidades de negocios
• Una geología prolífica
• Un buen entorno empresarial
• Un marco institucional adecuado
• Un contrato competitivo y justo
• Rondas competitivas
• Continúa la estabilidad en el sector
• … todavía, una ventana de oportunidad
20
Desafíos
• Consultas comunitarias
• Relaciones con las comunidades
• Inversión social
• Generación de empleo local
• Carreteras
• Sueldos
• Política regional
• Licenciamiento ambiental
21
Evento 2010
Cartagena, 22 - 25 Junio , 2010
IV Colombia Oil and Gas Investment
Conference
22
Contenido
1. Colombia
2. Estadísticas de la industria
3. Ronda Colombia 2010
4. Aspectos legales y contratos
5. Comunidades y prioridades medioambientales
23
Áreas ofrecidas
*TEA: Contrato de Evaluación Técnica
Área (Ha) No de bloques
Actividad Histórica No de pozosSísmica(Km)
Tipo 1 E&P Minironda 269 33.174
Tipo 2 E&P Cuencas con nuevaprospectividad
147 24.041
Tipo 3 TEAS* Especiales 50 11.225
Total 466 68.440
8.459.046 31
33.253.683 56
6.055.158 141
22847.767.887
24
Programa exploratorio mínimo
Tipo 1
Cuencas Actividades
Todas
Fase I (36 meses):
- Un (1) pozo exploratorio
Fase II (36 meses):
- Dos (2) pozos exploratorios, o
- Un (1) pozo exploratorio y la devolución del 50% del área
25
Tipo 2
Cuencas Actividades
On-shore:
• Guajira, • Valle Inferior del
Magdalena, • Llanos• Sinú – San Jacinto,
Fase I (36 meses):- 20 km de sísmica 2D por cada 10.000 Ha - Un (1) pozo exploratorio
Fase II (36 meses): - Dos (2) pozos exploratorios, o - Un (1) pozo exploratorio y la devolución del 50% del área
26
Tipo 2
Cuencas Actividades
Chocó – onshore
Fase I (36 meses):- análisis multiespectral ó aereogeofísica de alta densidad (malla de 5 Km de lado) - 10 km de sísmica 2D por cada 10.000 Ha
Fase II (36 meses):
- Dos (2) pozos exploratorios
27
Tipo 2
Cuencas Actividades
Off-shore: • Cayos• Sinú • Tumaco • Urabá
Fase I (36 meses):- análisis multiespectral- toma de núcleos con pistón (uno por cada 20.000 Ha.)
Fase II (36 meses):- 15 km2 de sísmica 3D por cada 20.000 Ha.- Un (1) pozo exploratorio
28
Tipo 3
Cuencas Actividades
Todas on-shore, excepto:• Caguan-Putumayo• Chocó• Tumaco
Fase única de treinta y seis (36) meses:
- Dos líneas sísmicas ortogonales (según diseño propuesto por ANH)
- Un (1) pozo estratigráfico
29
Tipo 3
Cuencas Actividades
On-shore: • Caguan-Putumayo• Chocó• Tumaco
Fase única de treinta y seis (36) meses:
- Análisis miltiespectral o aerogeofísica de alta densidad (malla de5km de lado)
- Dos líneas sísmicas ortogonales (según diseño propuesto por ANH)
30
Tipo 3
Cuencas Actividades
Off-shore: • Cayos• Colombia • Chocó• Guajira• Tumaco
Fase única de treinta y seis (36) meses:
- 20 km de sísmica 2D por cada 10.000 Ha
- 20 km de batimetría de alta resolución por cada 10.000 Ha
31
Cronograma
1er. Borrador TDR
TDR definitivos
Documentos pre-habilitación
Lista compañías pre-habilitadas
Presentación de ofertas
15 de octubre de 2009
19 de febrero de 2010
19 febrero - 19 de abril de 2010
24 de mayo de 2010
22 de junio de 2010
32
Londres,
Edimburgo
New York
Madrid
Río de Janeiro
Sydney
Singapur
2010Feb Mar Abr May
Toronto
Calgary
Seúl
Houston Perth
Road Show
Tokyo
Shanghai
33
Paquetes de datos
* La compra del paquete de información otorga el derecho de participaren el proceso
Tipo de Area Valor USD * Bloques
1 20.000 Minironda
2 & 3 100.000 E&P y TEA especial
34
Programas exploratorios
• El programa mínimo exploratorio de las áreas objeto de este proceso se
expresan en precios unitarios (PU), establecidos previamente por la
ANH
• La inversión adicional sólo se acreditará con sísmica y pozos
35
Criterios de pre-calificación
• Legal
• Financiero
• Operacional
• Medio ambiental
• Responsabilidad social empresarial (RSE)
36
Tipos de acreditación de empresa
CategoríaTodos los
participantesOperador
Operador
restringido
Legal √ √ √
Financiero (*) √ √ √
Operacional √
Medioambiental √ √
RSE √ √
(*) Adicional dentro de los consorcios
37
• Carta de intención para participar en el proceso, firmada por el
representante con capacidad legal (obligatorio en todos los casos)
• Documentos exigidos por los criterios de calificación legal, financiera,técnica, operacional, medioambiental y/o responsabilidad socialempresarial
• Documentos originales en idioma español, o traducidos por traductoroficial
(No se requiere apostilla en esta etapa)
Documentos necesarios de pre-calificación
38
• Pre-acuerdo incluye: objeto, las partes, reglas, etc., o las respectivascartas de intención.
• El interés de participación del operador debe ser superior al 30%.
• Duración: al menos por la validez del contrato E&P y/o TEA especial,más un año.
• Cada participante y sus miembros serán evaluados individualmente.
Ningún participante podrá presentar más de una oferta para la misma áreao formar parte de más de una asociación o proponente plural de la mismaárea
Nota: no se permite la participación de uniones temporales
Consorcios
39
Capital mínimo (activos netos) por bloque (*) :
• Área tipo 1: US$6 MM
• Área tipo 2: US$20 MM
• Área tipo 3: US$200 MM
Los estados financieros con las notas en los últimos tres (3) años en USD,debidamente auditados
Los requisitos anteriores son acumulativos por bloque
(*) Individualmente o por consorcio
Aspectos financieros
40
Las empresas individuales o consorcios están exentos de la presentación
de la documentación financiera, cuando un proponente individual o un
miembro de un consorcio:
• figure en la última publicación de “The Energy Intelligence Top 100:Ranking the World’s Top Oil Companies” emitido por “PetroleumIntelligence Weekly”, o
• tenga una calificación de riesgo en los últimos 12 meses igual o superior
a:
Agencia de calificación de riesgo Grado
Standard & Poor’s BBB
Moody’s Baa
Duff & Phelps BBB
Aspectos financieros
41
Sólo para operadores restringidos:
• Ingeniero de petróleos
• Geólogo
• Profesional HSE
Criterios técnicos
42
* Por lo menos dos (2) pozos perforados en los últimos tres (3) años.
Los participantes que figuran en el último número de “The EnergyIntelligence Top 100: Ranking the World’s Top Oil Companies” calificanautomáticamente
Capacidad operacional
Tipo de bloqueReservas
BpeProducción
Bped
1 * 1,000,000 500
2 5,000,000 5,000
3 50,000,000 20,000
43
• Únicamente un bloque en áreas tipo 1
• 3 contratos si el patrimonio total ≥ US$100.000.000
Operador restringido
44
• Documento de política ambiental
• Último informe de gestión annual sobre medio ambiente
• Documento de política de responsabilidad social empresarial
• Último informe anual de responsabilidad corporativa social
Documentos medioambientales y de responsabilidad social empresarial
45
• Sobre oficial
• Carta de presentación (modelo establecido en los Términos deReferencia)
• Formato de la oferta con:
• Inversiones adicionales propuestas – en múltiplos de USD 100,000
• “X%” – porcentaje de participación en producción
• Carta de intención para conformar consorcio, si aplica
• Garantías
Documentos de la oferta
46
Criterios de adjudicación
Tipo de área
Criterio
Primario Secundario (*)
1 & 3Inversión adicional en la fase I de exploración
Participación en producción (X%)
2Participación en producción (X%)
Inversión adicional en la fase I de exploración
(*) desempate
47
Contenido
1. Colombia
2. Estadísticas de la industria
3. Ronda Colombia 2010
4. Aspectos legales y contratos
5. Comunidades y prioridades medioambientales
48
Contenido:
1. Marco legal
2. Generalidades de los contratos
3. Principales disposiciones del contrato
4. Contrato TEA Especial
5. Aspectos comunes al contrato E&P y al TEA especial
Aspectos contractuales
49
Marco legal
• Constitución Política, artículos 101, 102 y 332.
• Ley 80 de 1993, artículo 76.
• Decreto Ley 1760 del 2003.
• Acuerdo 008 de 2004 y sus modificatorios.
50
1. Marco legal
2. Generalidades de los contratos
3. Principales disposiciones del contrato
4. Contrato TEA Especial
5. Aspectos comunes al contrato E&P y al TEA especial
51
Contrato E&P:
• Se otorga el permiso para remover de su lecho natural y extraer a lasuperficie los recursos de propiedad del Estado que se encuentran en elsubsuelo
El contratista deberá:
• Realizar todas las actividades a su propio riesgo y costo
• Obtener todos los permisos requeridos
• Indemnizar a la ANH libre de todo compromiso
• Observar las mejores prácticas de la industria petrolera
• Adquisición de bienes y servicios nacionales cuando sea posible, enigualdad de condiciones
Principios generales
52
1. Marco legal
2. Generalidades de los contratos
3. Principales disposiciones del contrato
4. Contrato TEA Especial
5. Aspectos comunes al contrato E&P y al TEA especial
53
• Duración: 30 años
Exploración: 6 años
Producción: 24 años
• Periodo de exploración
Dos fases de 36 meses cada una.
La primera fase es obligatoria.
Duración del contrato y las etapas
54
• La presencia de hidrocarburos deberá ser notificada dentro de los 4meses a partir de cualquier descubrimiento
• El programa de evaluación deberá presentarse dentro de los seis (6)meses después de la notificación del descubrimiento
• La duración máxima de la evaluación es de un (1) año, con posiblesprórrogas:
Un (1) año adicional si se incluyen los pozos exploratorios
Dos (2) años en el caso de gas natural o el descubrimiento de crudopesado
Aviso de descubrimiento y evaluación de programas
55
• Hasta 24 años
• Comienza después de la declaración de comercialidad y la presentacióndel plan de desarrollo
• Posible extensión, con sujeción a las condiciones
Periodo de producción
56
Estándar:
• Regalías
• Por uso del subsuelo (para cubrir los gastos de administración)
• Participación por precios altos
• Transferencia de tecnología
Más: parte de la producción ofrecida en la ronda licitatoria
Términos económicos
57
Términos económicos
Categoría Forma Valor
Regalías Parte de la producción 8% - 25%
Por uso del subsuelo (administración)
Cuota de superficie USD1,63 a 4,88 por Ha.Offshore: USD 0,81
Precios altos Parte de la producción
30% - 50% sobre el precio de referencia WTI
- Después de los primeros 5MMBls producidos
Tranferencia de tecnología
Porcentaje del pago por uso del subsuelo
10% (Máximo USD100.000)
58
Producción % (por campo)Para los crudos livianos
400
20%
5 125 600
8%
• Pago mensual
• Aplicado al volumen medio bruto de la producción por el campo
• Pagado en efectivo o en especie a elección de la ANH
Descuentos
Gas - 20%
Crudo Pesado < 15° API - 25%
Gas offshore (> 1000 ft) - 40%
Nivel de producción(1,000 bpe/día)
25%
Regalías
59
Una parte de la producción (Q) equivalente a la establecida por ciento (S)de la parte de la media mensual de precios de referencia WTI (P) quesupera el precio base (Po), dividido por el precio medio mensual dereferencia (P)
– Se aplica después de la producción acumulada - 5MMBls
Gravedada API
Po
(2010 USD$/bl)
Bajo 10º N/A
>10° y ≤15º 49.43
>15° y ≤ 22° 34.61
>22° y ≤ 29° 33.37
>29° 32.13
Descurbimientos a más de 300 mts de profundidad de
agua39.55
Donde:P = Precio promedio mensual WTI (en USD)Po = Precio base (en USD) [tabla 1]S = Porcentaje establecido [tabla 2]
Participación precios altos (crudo)
P S
Po≤ P< 2Po 30 %
2Po ≤ P < 3Po 35 %
3Po ≤ P < 4 Po 40 %
4Po ≤ P < 5Po 45 %
5Po ≤ P 50 %
tabla 1
tabla 2
60
Po
0 34,6 69,2 103,8 138,4 173,1
Q(%)
P (WTI)
3Po2Po 5PoPo
Para una gravedad API = 20° -> Po = USD 34,6
17
4Po
27
34
40
Ilustración
50
61
• Se aplica después del 5° año de la producción de gas para la exportación,cuando el precio de referencia Henry Hub supere el precio base (Po).
• La participación en la producción (Q) es equivalente a:
Donde: P = Precio Henry Hub, y Po = Precio base de referencia (ver cuadro) S = Porcentaje de participación (igual que el crudo)
Distancia al puerto de destino (km)Po
2010 US$/MMBTU
0 a 500 $7.42
>500 a 1000 $8.65
>1000 o planta de LNG $9.89
Participación precios altos (gas)
62
• Toda la información técnica debe ser presentada a la ANH, como se haproducido (incluye la interpretación de los datos e informes)
• Toda la información sujeta a los acuerdos de confidencialidad:
Datos : 5 años
Interpretación y análisis : 20 años
Confidencialidad de la información
63
1. Marco legal
2. Generalidades de los contratos
3. Principales disposiciones del contrato
4. Contrato TEA Especial
5. Aspectos comunes al contrato E&P y al TEA especial
64
Contrato TEA especialContrato de Evaluación Técnica
• Objeto
La realización de actividades de evaluación técnica para la selección
de áreas prospectivas
• Duración: Treinta y seis (36) meses
• Derechos económicos
Cuota de superficie
65
Derechos del evaluador:
• Reservar un área extensa para llevar a cabo actividades de evaluación
técnica
• La selección de un área para un contrato E&P
• Período de exclusividad hasta la selección de un contrato E&P, o al final
del plazo
- Los terceros podrán designar áreas para los contratos E&P dentro
de las áreas TEA después de la exclusividad
Contrato TEA especialContrato de Evaluación Técnica
66
Contrato TEA especialContrato de Evaluación Técnica
Derechos adicionales:
• Igualar la propuesta de un tercero para contrato de E&P, o
• Seleccionar una segunda área, renunciando al derecho de igualar.
• Nominación de áreas adicionales E&P en la zona de TEA
67
Contrato TEA especialContrato de Evaluación Técnica
Derechos de terceros:
• Proponer un contrato E&P, una vez el derecho de exclusividad se ha
levantado
• Nominación de áreas adicionales de contrato E&P
• Participar en procesos competitivos de nominación por terceros para
contratos E&P
68
Confidencialidad:
• Durante la duración del TEA, o
• Hasta que el titular del TEA proponga un E&P
Contrato TEA especialContrato de Evaluación Técnica
69
1. Marco legal
2. Generalidades de los contratos
3. Principales disposiciones del contrato
4. Contrato TEA Especial
5. Aspectos comunes al contrato E&P y al TEA especial
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• Derecho a ceder los intereses a un tercero
• Derecho a invocar el arbitraje para la solución de controversias
• Devolución del área:
Dentro de los primeros dieciocho (18) meses del contrato, el contratistapodrá renunciar hasta el 50% del área del contrato.
• Obligación de:
- Seguir los procedimientos de consulta a la comunidad cuando seanecesario
- Obtener la licencia ambiental cuando sea necesario
Aspectos comunes
71
Garantías
Carta de crédito de un banco:
• 10% del programa mínimo exploratorio
• 100% de la inversión adicional
50% a la firma del contrato
50% al final de los primeros 18 meses
-> La garantía de la inversión adicional puede ser reducida en el valor delas actividades cumplidas y acreditadas ante la ANH
72
Oportunidad: en los primeros 18 meses de la primera fase.
Condición: el contratista deberá transferir a la ANH el valor faltante porejecutar, hasta completar el cincuenta por ciento (50%) del valor de lasactividades no cumplidas del Programa Mínimo correspondiente y hasta elcien por ciento (100%) de la Inversión Adicional
Renuncia del contrato
73
Contenido
1. Colombia
2. Estadísticas de la industria
3. Ronda Colombia 2010
4. Aspectos legales y contratos
5. Comunidades y prioridades medioambientales
MINISTERIO DE AMBIENTE, VIVIENDA
Y DESARROLLO TERRITORIAL
Prioridades Ambientales y Sociales
Viceministerio de Ambiente
COLOMBIA UN PAÍS MEGADIVERSO
Alberga cerca del 10% de biodiversidad en el
planeta,
2° país con más biodiversidad del mundo
1° en diversidad de especies por km2
el 68,7% de la superficie continental está
cubierta por ecosistemas naturales, incluyendo
bosques, arbustales, herbazales y cuerpos de
agua naturales
150 sp. de Corales y 2200 sp. de moluscos
marinos.
61 millones de hectáreas en bosques naturales
2 millones de hectáreas en paramos
16 millones de hectáreas de sabanas
2.5 millones de hectáreas en humedales
(cuerpos de agua naturales continentales,
hidrofita continental, lagunas costeras, manglar)
COLOMBIA UN PAÍS MEGADIVERSO
COLOMBIA UN PAÍS MEGADIVERSO 35 millones de hectáreas en comunidades
(resguardos indígenas, afrocolombianos)
87 etnias indígenas
3 grupos de población afrocolombiana: raizales
de San Basilio de Palenque, raizales de San
Andrés, Providencia y Santa Catalina y
población afrocolombiana en general
1.392.623 indígenas: 3.43%
4.311.757 afrocolombianos: 10.62%
4.858 personas del pueblo rom o gitano: 0.01%
INSTITUCIONALIDAD
Sistema Nacional Ambiental (SINA)
MAVDT: Nivel Central
33 CARS: Nivel Regional
6 AA: Nivel Urbano
5 Institutos de Investigación Ambiental
En todo caso la competencia privativa
para el Sector de Hidrocarburos es del
MAVDT
LICENCIAMIENTO EN EL SECTOR DE HIDROCARBUROS
En Parques Nacionales no es posible realizar ninguna actividad.
La Licencia Ambiental tiene implícitos los permisos para aprovechamiento de agua, aire y especies
en veda, entre otros
Existen Términos de Referencia para la elaboración de los EIA.
Cualquier proyecto es susceptible de Audiencia pública
El DAA en el sector de Hidrocarburos se requiere únicamente para el transporte por ductos
ACTIVIDAD REQUISITO
Sísmica • Cumplimiento de la Guía Básica Ambiental para programas de exploración sísmica
terrestre
• No requiere Licencia Ambiental salvo que requiera construcción de vías
• En caso de presencia de comunidades indígenas y/o negras requiere adelantar proceso
de consulta previa
Exploración
y
Explotación
• Requiere Licencia Ambiental
• Certificación sobre presencia de comunidades indígenas y/o negras y/o existencia de
tierras tituladas a dichas comunidades, en caso de existencia adelantar proceso de
Consulta Previa
• Si el proyecto se ubica en áreas de reserva forestal solicitar términos de referencia para
sustracción
• Elaborar Estudio de Impacto Ambiental (EIA) incluyendo en los casos en que se requiere
la información sobre sustracción de reserva y consulta previa
Valoraciónnecesidadpresentaralternativas
Selecciónde laAlternativa
Visita yevaluaciónEstudio deImpactoAmbiental
EvaluaciónInformaciónAdicional
EstudioAmbientaldeAlternativas
EstudiodeImpactoAmbiental
InformaciónAdicional
0.75 m 1.25 m. 2 m. 2.5 m.
1 a 2 m 3 a 6 m. 0.5 a 2 m.
TiempoMinisterio
TiempoUsuario Tiempo Ministerio 4.5 meses = 18 semanas
Etapas
Menos del 5% de los proyectos deben realizar etapa 1 de estudio ambiental de alternativas (losproyectos de exploración y explotación de hidrocarburos son sobre posibles yacimientos)
Las empresas realizan los estudios de Impacto Ambiental al tiempo que los diseños del proyecto.
El tiempo total en el sector de hidrocarburos es de 11 meses: de los cuales aproximadamente 6 mesesequivalen al tiempo del usuario. Fuente: Asociación Colombiana de Petróleos, 2008.
No incluye tiempo de Consulta Previa y/o Audiencia Pública.
Etapa 1 Etapa 2
3 – 4 m. 8 - 12 m
ETAPAS DE LICENCIAMIENTO AMBIENTAL
OtorgamientoLicenciaAmbiental
COLOMBIA: SOMOS 50% MAR
Área territorio marino: 892.118 Km2.
Área terrestre: 1.139.951 Km2
Línea de costa: 3513 Km
Área aguas jurisdiccionales: 892118 km2
Área emergida zona costera: 15232 Km2
PROCESO DE LICENCIAMIENTO AMBIENTAL - OFFSHORE
Adicionalmente a los requisitos para
el Licenciamiento ambiental, se
requiere tramitar el permiso de
investigación ante la Dirección
General Marítima (DIMAR).
Existen términos de referencia para
adelantar las actividades de
exploración y explotación de
hidrocarburos costa afuera.
Ministerio de Ambiente, Vivienda y
Desarrollo Territorial
Ministerio del Interior y
de Justicia
Ley 99 de 1993 Ley 70 de 1993
Decreto 1220 de 2005 “Por el cual
se reglamentan las licencias
ambientales
Decreto 1320 de 1998 Por el cual se
reglamenta la consulta previa con las
comunidades (negras e indígenas)
•Exigibilidad de la Licencia Ambiental
•Estudios Ambientales (DAA y EIA)
•Procedimiento
•Proceso de participación
•Requerimientos
•Procedimiento
MARCO REGLAMENTARIO
• Las comunidades étnicas deberán participar por los menos en
los siguientes aspectos:
1. Caracterización del área de influencia
2. Identificación y valoración de impactos a su cultura
3. Definición de medidas de manejo que respondan a la
identificación y valoración de impactos.
• En este proceso se deberá contar con:
1. El acompañamiento del Ministerio del Interior y de Justicia
2. La verificación del MAVDT durante el proceso de
protocolización de la consulta previa, para que quede
incluida en la Licencia Ambiental
• En todo caso, Colombia cuenta con diversos mecanismos de
participación:
1. Terceros intervinientes
2. Audiencias públicas
3. Veedurías ambientales
CONSULTA PREVIA – FACTORES DE ÉXITO
• Identificar si el proyecto requiere
sustracción de áreas de reserva
forestal.
• Calidad de la información de los
Estudios de Impacto Ambiental
(EIA).
• Recopilar información primaria
durante la fase exploratoria del
proyecto.
• Dar cumplimiento a los
lineamientos de participación.
LICENCIAMIENTO AMBIENTAL - FACTORES DE ÉXITO
LICENCIAMIENTO AMBIENTAL - HIDROCARBUROS
0
10
20
30
40
50
60
2005 2006 2007 2008 2009
19
30
47
44
5551
45
39
58
Tramitadas Modificaciones
CONTACTO
MINISTERIO DE AMBIENTE, VIVIENDA Y DESARROLLO
TERRITORIAL
CALLE 37 N° 8 – 40
BOGOTÁ – COLOMBIA
Teléfono (57+1) 3 32 34 00
www.minambiente.gov.co
Gracias
