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MODELOS Y COSTOS DE PRODUCCION DEL CAMPO ITT I shpingo T iputini y T ambococha Si se explota I ndígenas T agaeri y

MODELOS Y COSTOS DE PRODUCCION DEL CAMPO ITT I shpingo T iputini y T ambococha Si se explota I ndígenas T agaeri y T aromenane Si no se explota. 1. Antecedentes 2. Alternativas para el desarrollo del campo Ishpingo Tambococha Tiputini Planificación económica integral

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MODELOS Y COSTOS DE PRODUCCION DEL CAMPO ITT I shpingo T iputini y T ambococha Si se explota I ndígenas T agaeri y

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  1. MODELOS Y COSTOS DE PRODUCCION DELCAMPO ITT IshpingoTiputiniy Tambococha Si se explota Indígenas Tagaeri y TaromenaneSi no se explota

  2. 1. Antecedentes 2. Alternativas para el desarrollo del campo Ishpingo Tambococha Tiputini Planificación económica integral 3.1 Criterios 3.2 Reservas de crudo 3.3 Cadena productiva 3.4 Economía del proyecto 3.5 Cronograma técnico 4. Propuesta Indice

  3. 1 Antecedentes

  4. 1. Antecedentes Mandato Legal • De acuerdo al Art. 32 de la Ley de Hidrocarburos, el Ministerio de Energía y Minas debe formular la política de planificación económica integral de crudos pesados. • En este marco se ha preparado una propuesta de planificación del campo ITT que contempla: • Aspectos de gestión • Consideraciones económicas, y • Aspectos legales

  5. 1. Antecedentes RESOLUCIÓN DEL DIRECTORIO # 25 DIR - 2007 - 03 – 30 OPCIONES PARA EL CAMPO ITT Primera: Dejar el crudo represado en tierra a fin de: - No afectar un área de extraordinaria biodiversidad y - No poner en riesgo la existencia de varios pueblos en aislamiento voluntario Esta opción será considerada siempre y cuando la comunidad internacional entregue al menos la mitad de los recursos que se generarían por la explotación del petróleo del ITT

  6. 1. Antecedentes • RESOLUCIÓN DEL DIRECTORIO # 25 DIR - 2007 - 03 – 30 • OPCIONES PARA EL CAMPO ITT Segunda: Explotar el campo a través de una planificación económica integral a cargo del Ministerio de Energía y Minas (Artículo 32 de la Ley de Hidrocarburos) Deberá considerarse el máximo respeto a las normas ambientales y gestión social

  7. 1. Antecedentes DESARROLLO SUSTENTABLE DEL ITT Ecológico Soportable Viable SUSTENTABLE Social Económico Equitativo • PRINCIPIOS DEL DESARROLLO CONTEMPORANEO • Ambientalmente Sustentable • Socialmente responsable • Económicamente rentable

  8. 1. Antecedentes ALTERNATIVAS PARA LA EXPLOTACIÓN RESOLUCIÓN # 25 DIR -2007-03-30 • Primera • Desarrollo del campo en forma directa por • parte de Petroecuador • Segunda • Alianzas estratégicas con empresas estatales • (esta opción fue considerada por el Directorio de • Petroecuador; pero no es legalmente viable. Se utiliza • para provisión de servicios específicos) • Tercera • Licitación Internacional • Cuarta • Conformación de una empresa de • economía mixta

  9. 1. Antecedentes Acuerdos y Convenios suscritos con Empresas Estatales para la explotación del ITT

  10. 1.Antecedentes Otras Empresas que han manifestado interés en la explotación del ITT

  11. 1. Antecedentes ASPECTOS CONSIDERADOS EN EL MEMORANDO DE ENTENDIMIENTO SUSCRITO ENTRE PETROECUADOR Y EL CONSORCIO LAS EMPRESAS PETROBRAS, ENAP, SINOPEC • Compromisos de Petroecuador: • Entregar la actualización del estudio de Beicip Franlab • Entregar la información ambiental, social y económica • Análisis de la propuesta de explotación del petróleo. • Compromisos del Consorcio: • 1.- Plan de confirmación de reservas • 2.- Plan preliminar de desarrollo de los campos • 3.- Plan preliminar de producción temprana • 4.- Propuesta de construcción de una planta de mejoramiento • 5.- Propuesta de construcción de del sistema de transporte • 6.- Propuesta de construcción de una planta eléctrica • 7.- Forma de distribución de los beneficios económicos • 8.- Compromiso de aportación de los fondos requeridos

  12. Conformar empresas mixtas entre PETROECUADOR y PDVSA para el desarrollo de proyectos de exploración, producción, refinación, optimización de procesos cadenas de procesamiento, industrialización, almacenamiento y comercialización de hidrocarburos. Realizar los estudios que sean requeridos para la ejecución del Proyecto integrado para a Exploración y Explotación de crudos pesados en el Bloque ITT de la República del Ecuador, y participación en la Faja petrolífera del Orinoco en la República Bolivariana de Venezuela; y el desarrollo de un Complejo de refinación e industria petroquímica básica asociada, en la Costa del Pacífico del Ecuador. Se suscribieron dos convenios específicos adicionales: 1. Realización del Estudio de cuantificación y certificación de las reservas de los yacimientos existentes en el campo Ishpingo, Tambococha, Tiputini (ITT) en la República del Ecuador; 2. Realización del Estudio de cuantificación y certificación de las reservas de los yacimientos existentes en el Bloque 5 del Área Ayacucho de la Faja petrolífera del Orinoco de la República Bolivariana de Venezuela. 1. Antecedentes ASPECTOS CONSIDERADOS EN EL CONVENIO SUSCRITO ENTRE LA REPÚBLICA DEL ECUADOR Y LA REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA

  13. 1. Antecedentes LOCALIZACION DEL BLOQUE 5 DEL AREA AYACUCHO DE LAFAJA PETROLIFERA DEL ORINOCO EN VENEZUELA

  14. 2 Alternativas para el desarrollo del campo Ishpingo Tambococha Tiputini

  15. 2. Alternativas OPERACIÓN DIRECTA POR PARTE DE PETROECUADOR ALTERNATIVAS PARA EL DESARROLLO DEL ITT (ARTS. 6 y 7 L.H.) OPERACIÓN PREVIA LICITACIÓN PÙBLICA INTERNACIONAL OPERACIÓN MEDIANTE EMPRESA ECONOMÍA MIXTA

  16. 2. Alternativas PREMISAS GENERALES • Le corresponde al MEM someter a consideración del Ejecutivo la planificación económica integral del proyecto ITT (Arts. 6,7 y 32 Ley de Hidrocarburos) • La contratación del Sistema Petroecuador no está sujeta a las normas de contratación pública, sino a la Ley de Hidrocarburos y reglamentos expedidos por Presidente de la República (Art. 10 Ley de Petroecuador)

  17. 2. Alternativas OPERACIÓN DIRECTA POR PARTE DE PETROECUADOR • Petroecuador y sus filiales pueden directamente desarrollar el campo ITT en todas las fases de la industria hidrocarburífera. Para este fin puede celebrar contratos de cualquier naturaleza, observando los correspondientes procedimientos. • Las obras, servicios, y bienes que Petroecuador tenga que contratar para el cumplimiento de sus fines, serán hechas observando los procedimiento que dicha normativa establece para cada proceso de contratación: • Invitación a ofertar • Contratación directa • Ordenes de trabajo, o de compra.

  18. 2. Alternativas OPERACIÓN MEDIANTE ALIANZAS ESTRATÉGICAS • Los convenios de Alianza Estratégica con Empresas Estatales están normados por el Art. 18, letra e) del Reglamento Sustitutivo del Reglamento de Contratación de Petroecuador para obras, bienes y servicios específicos. • En estos convenios, las Empresas Estatales se comprometen a ejecutar obras, trabajos o servicios, aportando tecnología, capitales y equipos o maquinarias a cambio de un precio en dinero, convenido entre las partes, en el marco de los proyectos desarrollados por Petroecuador. • Además se debe observar el pronunciamiento del Procurador General del Estado (Oficio # 08648), sobre lo improcedente de explorar y explotar hidrocarburos mediante estos convenios. Tampoco está contemplado en el Reglamento una Alianza Estratégica para proyectos integrales. CONCLUSION: Esta operación no es legalmente facultada, pero es una opción contemplada por el Directorio Político de Petroecuador.

  19. 2. Alternativas LICITACIÓN PÚBLICA INTERNACIONAL • La exploración y explotación de hidrocarburos si Petroecuador no las hace, puede realizarlas celebrando contratos de asociación, participación, y de prestación de servicios, definidos en la Ley de Hidrocarburos o por delegación. Además podrá constituir compañías de economía mixta con empresas nacionales y extranjeras de reconocida competencia y legalmente establecidas (Art. 2 Ley de Hidrocarburos) • El transporte, refinación, industrialización, almacenamiento y comercialización serán realizados por Petroecuador o podrán hacerlas empresas competentes nacionales o extranjeras legalmente establecidas, asumiendo inversión y sin comprometer recursos públicos. Además, Petroecuador puede delegarlas celebrando contratos de asociación, consorcios de operación u otros. También Petroecuador podrá constituir compañías de economía mixta. (Art. 3 Ley de Hidrocarburos) • La adjudicación de estos contratos está sujeta a procedimientos de licitación pública internacional (Art. 19 Ley de Hidrocarburos y Reglamento 873)

  20. 2. Alternativas EMPRESA DE ECONOMÍA MIXTA (1) • Las empresas de economía mixta en general son sociedades reconocidas y garantizadas por la Constitución Política en su Art. 245. • Estas empresas están sujetas a la Ley de Compañías en cuanto a su constitución y funcionamiento; y, en su constitución deberá observarse la Ley de Hidrocarburos (Art. 15), y las que consten en los documentos pre-contractuales, descritos en el Reglamento del Sistema Especial de Licitación. • En la preparación de los documentos pre-contractuales deberá observarse, el precepto constitucional del Art. 247, de que los hidrocarburos son propiedad del Estado, inalienables e imprescriptibles; por lo que las reservas no pueden ser parte de un aporte que rompa con tal precepto. Las reservas deben ser valoradas a efecto de dar al Estado su equivalente y respectiva ganancia.

  21. 2. Alternativas EMPRESA DE ECONOMÍA MIXTA (2) • La constitución de empresas de economía mixta debe ser establecida como política por parte del Directorio de Petroecuador, que autorizará a la empresa estatal a participar en compañías de economía mixta. (Art. 11 Reglamento a la Ley Petroecuador) • Corresponde realizar la selección del socio mediante una licitación pública internacional, en el cual pueden participar empresas nacionales o extranjeras, estatales o privadas. (Art.19 Ley de Hidrocarburos)

  22. 2. Alternativas CONCLUSIÓN GENERAL • El campo ITT requiere un desarrollo integral en todas las fases, por lo que jurídicamente Petroecuador debe hacerlo: • Directamente, o • Constituyendo una empresa de economía mixta, para todas las fases (Ley de Hidrocarburos, Arts. 2 y 3), mediante una licitación pública internacional para escoger al socio (Art. 19 Ley de Hidrocarburos)

  23. 3 Planificación económica integral

  24. 3.1 Planificación integral CRITERIOS DE PLANIFICACIÓN • Se toma como marco de referencia el total de reservas de crudo del país y su evolución en el tiempo. • Se establece el volumen total de los crudos pesados y en particular del campo ITT. • Se valora la importancia de los campos actualmente desarrollados y el peso del ITT en la producción. • Se establece la necesidad del desarrollo integral de la cadena (producción-refinación) y a futuro, la petroquímica y lubricantes. • Se establece el impacto económico de la producción del ITT y del desarrollo de la cadena. • Se señala como marco de referencia el desarrollo posterior de reservas de otros crudos pesados.

  25. 3.2 Planificación integral RESERVAS PETROLERAS AL 31 DE DICIEMBRE DEL 2006 RESERVAS POR CAMPOS Las reservas son de 4,1 mil millones de barriles

  26. 3.2 Planificación integral RESERVAS DE CRUDOS PESADOS

  27. 3.2 Planificación integral LAS RESERVAS DE PETRÓLEO DEL CAMPO ITT CONSTITUYEN EL 25,1% DEL TOTAL DE CRUDO NACIONAL RESERVAS DE CRUDOS PESADOS

  28. PRODUCCIÓN PROYECTADA por 20 AÑOS 3.2 Planificación integral

  29. 3.2 Planificación integral Ubicación geográfica

  30. 3.3 Planificación integral Desarrollo Integral de la Cadena Hidrocarburífera: Agregar Valor a las Reservas • Las reservas del país determinan que se deben construir plantas de refinación, incluso sin considerar el crudo del ITT. • Con las reservas existentes incluido el ITT, se pueden proyectar refinerías de alta conversión para crudos pesados de hasta 300 mil barriles para al menos 20 años de producción. • Estas perspectivas, en volumen y tiempo, podrían incrementarse en función de nuevos descubrimientos o con alianzas estratégicas para procesar crudos de otros países en el marco de la integración latinoamericana.

  31. 3.3 Planificación integral Diferencial entre el precio del crudo del ITT y derivados del petróleo • Gasolina de 96 octanos: US$ 51/bl • Diesel: US$ 42 /bl • Estos diferenciales pueden reducirse dependiendo de la evolución de los precios del crudo y del incremento de oferta de derivados. Sin embargo, siempre serán significativos

  32. 3.3 Planificación integral ESQUEMA DE REFINACIÓN DE ALTA CONVERSIÓN Con un esquema de más alta conversión se logra mayor porcentaje de productos livianos altamente cotizados en el mercado

  33. 3.3 Planificación integral ESQUEMA DE REFINACIÓN DE ALTA CONVERSIÓN Con un esquema de más alta conversión se logran los mayores beneficios

  34. 3.3 Planificación integral CAMBIO DE MATRIZ ENERGETICA Se sustituirá el uso del diesel, naftas g LPG por el residuo y gas natural en el sector termoeléctrico. Gas natural de campo Amistad. Ducto a Guayaquil Licitaciones para explorar en Offshore Importaciones Gas de campo Z1 del Perú Importaciones de Colombia o Venezuela

  35. 3.3 Planificación integral Descripción de la operación (1) • Tiempo de desarrollo integral del campo ITT: aproximadamente 5 años. • Producción anticipada: Para obtener resultados en menor tiempo e ingresos que permitan financiar el propio desarrollo del campo, después de terminada la ingeniería de detalle, en 2 años se lograrán resultados produciendo 25 mil barriles diarios de las reservas del Tiputini (fuera del P.N. Yasuní). • Transporte: El crudo del ITT será bombeado directamente hacia Edén Yuturi, en donde se lo separa del agua y gas, para ser enviado a Lago Agrio y luego al OCP. • Refinación: El crudo del ITT se transportará a través del OCP hasta Quinindé junto al crudo Napo, desde donde derivará un oleoducto a la costa de Manabí, en donde se construirá la refinería de 300 mil barriles diarios de capacidad (OCP puede transportar crudo de hasta 16 API).

  36. 3.3 Planificación integral CPF CPF

  37. 3.3 Planificación integral Descripción de la operación (2) • Evitar mejoramiento del crudo ITT en la Amazonía: En el 2018 el OCP revierte al Estado, por lo que se disminuirán los costos de transporte, No es necesario mejorar el crudo en la Amazonía para transportarlo por el SOTE. Ello evita el impacto ambiental en la región amazónica. • Cadena complementaria a futuro: El resultado de los estudios de Pungarayacu permitirán establecer las condiciones de su desarrollo. Estos crudos más pesados (9 API) necesitan plantas de mejoramiento, con los residuos se generará energía eléctrica. • Nuevos proyectos: Con el tiempo, Pungarayacu alimentará la planta de refinación o el desarrollo de otros proyectos, dependiendo de la incorporación de nuevos prospectos y/o de alianzas estratégicas que se puedan establecer con otros países.

  38. 3.3 Planificación integral Descripción de la operación (3) • Refinería de alta conversión: Los estudios y el diseño de la refinería deben iniciarse tan pronto el Estado resuelva la opción productiva del ITT, a fin de contar con esta planta en un tiempo similar al desarrollo integral del campo ITT. • Crudo del Orinoco: Si se llega a un acuerdo con Venezuela, según el Convenio entre los dos países, el crudo extraído por la alianza PETROECUADOR-PDVSA en la Faja del Orinoco serviría de materia prima para la refinería y alargaría su horizonte de producción.

  39. ECONOMÍA DEL PROYECTO ITT 1.- LOS PRECIOS DEL CRUDO Y DE LOS DERIVADOS 3.4 Planificación integral Márgenes de ganancias del crudo: • Costo de explotación del campo ITT: US$13,6/ Bl • Ganancia para el país: US$18,5/Bl • El margen de utilidad permite resistir eventuales variaciones del mercado

  40. 3.4 Planificación integral ECONOMÍA DEL PROYECTO ITT 2. COSTOS DE REFINACIÓN Márgenes de ganancias de los derivados: • Costo de producción de derivados: US$ 8,3/Bl (con una inversión de US$ 4,3 MMM) • Ganancia para el país: US$ 16,4/Bl • Los márgenes de refinación pueden resistir eventuales variaciones del mercado

  41. ECONOMÍA DEL PROYECTO ITT 3.- ESQUEMAS DE ALTA CONVERSION EN REFINACION 3.4 Planificación integral En un esquema de alta conversión la producción de residuos es muy baja, lo que permite obtener un alto margen de ganancias en refinación

  42. ECONOMÍA DEL PROYECTO ITT 5.- INVERSIONES Y FLUJO DE CAJA PARA EL PAIS 3.4 Planificación integral INVERSIONES CAMPO ITT: US$ 1.600 MILLONES: FLUJOS NETOS PARA EL PAÍS A PARTIR DEL AÑO 2011: (miles dólares) Ingreso neto en los 20 años de operación sería de US$ 14,8 mil millones

  43. ECONOMÍA DEL PROYECTO ITT 6.- INVERSIONES Y FLUJO DE CAJA PARA EL PAIS 3.4 Planificación integral INGRESOS TOTALES CONSOLIDADOS

  44. 3.4 Planificación integral ECONOMÍA DEL PROYECTO ITT 7.- INVERSIONES Y OPCIONES DE FINANCIAMIENTO • OPCIONES DE FINANCIAMIENTO • (CONSTITUCION DE FIDEICOMISO) • Emisión de Obligaciones (contemplada en el Ley de PETROECUADOR) • Compañía de Economía Mixta: esta estructuraría el financiamiento con el aval de sus casas matrices. La empresa privada realiza las inversiones. PETROECUADOR aporta su parte cuando dispone de dinero en la operación del campo

  45. 4 Ingresos que generaría las explotación del ITT

  46. 4 Ingresos que generaría las explotación del ITT sin refinación (miles us$) Ingresos esperados por no explotación del ITT, (350.000.000 por año)

  47. 4 Ingresos que generaría las explotación del ITT conn refinación (miles us$) Ingresos esperados por no explotación del ITT, (350.000.000 por año)

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