Autor: Martín Rosas

La administradora del recurso hidrocarburífero de Colombia aspira a firmar por lo menos 40 contratos adicionales este año y atraer inversiones por 3.000 millones de dólares.

12 de julio de 2019.   Gracias a los buenos resultados del novedoso Proceso Permanente de Asignación de Áreas (PPAA), puesto en práctica por la nueva administración, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) anunció que en lo que resta del año sacará a oferta 70 bloques para Exploración y Producción.

Así lo anunció el presidente de la ANH, Luis Miguel Morelli, al resaltar los buenos resultados de la primera ronda del PPAA, donde quedaron habilitados 23 grupos empresariales y fueron adjudicados once contratos, uno costa fuera y diez continentales.

“Vamos a poner a disposición de los inversionistas 27 bloques que resultaron de las solicitudes de incorporación de áreas que han presentado las empresas, además ofreceremos 23 nuevos bloques que irán en este paquete, 13 de ellos con vocación de gas y 10 con vocación de petróleo; entonces tenemos 50 bloques que ofreceremos en septiembre, que se suman a los 20 que ya habíamos ofrecido a comienzos de año”, puntualizó Morelli.

El funcionario señaló que de los 70 bloques que ofrecerán antes de que termine 2019, la ANH espera celebrar al menos 40 contratos, “que es una meta superior a la que nos habíamos fijado a comienzos de año”, dijo.

Dentro de la nueva oferta hay cuatro bloques en el off shore caribeño y el resto son continentales, en las cuencas de los Valles Inferior, Medio y Superior del Magdalena, Llanos y Putumayo.

Adicional, Morelli señaló que los cuatro contratos de Evaluación Técnica firmados con Anadarko en asocio con Ecopetrol en el off shore, se pueden convertir en contratos de Exploración y Producción, una vez que Occidental Petroleum (que recientemente adquirió a Anadarko) defina qué manejo le dará a esos compromisos.

Morelli aclaró que las compañías presentaron 38 solicitudes de incorporación de áreas, que después de depuradas terminaron en 27 nuevos bloques, que saldrán a subasta y se someterán al mismo mecanismo del PPAA, es decir que tendrán oferta, contraoferta y réplica de la contraoferta.

En cuanto a inversiones, el funcionario señaló que en costa fuera la meta es tener al menos 1.500 millones de dólares, y otros 1.500 millones de dólares en el área continental. “La idea es que esos 3.000 millones comprometidos este año y que se ejecutarán en los próximos tres, cuatro años apunten al descubrimiento de al menos 2.000 millones de barriles, que duplicarían las reservas que en este momento tiene Colombia, que son de 1.958 millones de barriles a 31 de diciembre de 2018.

“En gas esperamos tener unos 13 terapiés cúbicos adicionales, que es a lo que le estamos apuntando con los proyectos costa fuera, los del Valle Inferior del Magdalena y algunos en el piedemonte llanero”, concluyó Morelli.

El Gobierno tiene previsto lanzar antes de fin de año la segunda ronda de licitación para la exploración de petróleo y gas off shore en el mar argentino

12 de julio de 2019.   Luego de adjudicar 18 áreas por 724 millones de dólares en la primera ronda de licitación realizada en mayo, el Gobierno argentino tiene previsto lanzar antes de fin de año la segunda ronda licitatoria para la exploración de hidrocarburos en el Mar Argentino. Serán entre 22 y 24 bloques, principalmente en las cuencas Argentina Norte y Colorado, que quedó fuera de la primera licitación.

“Entre agosto y septiembre vamos a anunciar la próxima ronda de licitación offshore”, dijo el director nacional de Exploración y Producción de la Secretaría de Energía, Gonzalo Aguirre, y agregó que “prevemos que la resolución formal se publicará antes de fin de año”.

La idea central de la nueva ronda es que la licitación para la exploración de petróleo y gas en aguas profundas cuente con mayor información geológica, a partir de los estudios sísmicos realizados y de los pozos exploratorios que se perforaron, explicó el funcionario.

En la segunda ronda podrían licitarse entre 22 y 24 bloques ubicados principalmente en la Cuenca Argentina Norte, frente a las costas de la provincia de Buenos Aires, y en la Cuenca Colorado, que está más cerca de la costa, al sur de las provincias de Buenos Aires y de Río Negro.

En esta última cuenca, que no formó parte de la primera ronda de licitación, “hay más información que en otras cuencas por la actividad que allí se realizó”, enfatizó Aguirre.

Según lo planificado por el gobierno, en los primeros meses de 2020 comenzará el proceso licitatorio y habrá alrededor de seis meses de estudio. Siguiendo este cronograma, a mediados del año que viene se podría realizar la apertura de ofertas de la nueva ronda para las exploración offshore en el Mar Argentino.

Este año, en la primera ronda de licitación, el Ejecutivo adjudicó 18 áreas ubicadas en las cuencas Argentina Norte, Malvinas Oeste y Austral a 13 empresas, entre las que figuran compañías globales y nacionales como YPF, Tecpetrol y Pluspetrol.

Tomado de Econojournal

Luego de cinco años de postración, en el que prácticamente se paralizó la exploración en el sector petrolero, el gobierno del presidente Iván Duque puso en marcha un plan para reactivar la industria.

12 de julio de 2019.   Diego Mesa Puyo, viceministro de Energía de Colombia presentó la estrategia del gobierno colombiano para reactivar el sector de hidrocarburos en el país, frente a un panorama de autosuficiencia de solo 9,7 años en gas y 5,7 años en petróleo.

Unas medidas generales están contempladas en la Ley de Financiamiento, donde se priorizó a las industrias intensivas en el uso de capital, como lo es la industria petrolera, a las que se les hará una reducción gradual al impuesto de renta corporativa, del 33 al 30 por ciento en el cuatrienio. También se incluyeron medidas para que el IVA a los bienes de capital sea ciento por ciento descontable del impuesto de renta, y además se reducirán en 50 por ciento otros tributos menores, como el gravamen a los movimientos financieros y el ICA.

Centrados concretamente en el sector, el Viceministro señala que el Gobierno tiene un plan de reactivación del sector de hidrocarburos muy concreto, dividido en cuatro ejes.

El primero es la reactivación de las áreas continentales. “Ahí lanzamos el Proceso Permanente de Asignación de Áreas (PPAA). Hoy tenemos once contratos firmados en julio, después de cinco años que no se había firmado ninguno, lo que se había reflejado en menor sísmica, menor actividad exploratoria y en menores pozos”, señala Mesa.

El segundo eje es la reactivación de las cuencas costa fuera (off shore). “Ahí ya hemos firmado cinco contratos, hemos convertido cinco TEAs en contratos de Exploración y Producción, con empresas de renombre internacional, como Shell, Exxon Mobil, Repsol, Ecopetrol y una nueva que es Noble Energy, reconocido por haber desarrollado con éxito toda la costa israelí”, dice el Viceministro.

El tercer ángulo es promover el recobro mejorado. “Ahí tenemos una gran oportunidad: un incremento de uno por ciento en recobro mejorado nos daría 500 millones de barriles adicionales de reservas. En este segmento también tenemos incentivos tributarios para impulsar esa técnica”, agrega.

Finalmente, están los yacimientos no convencionales (YNC), “donde convocamos una comisión de expertos, estamos tomando las medidas necesarias, pero tenemos que ser cuidadosos, porque está suspendida temporalmente la regulación técnica por el Consejo de Estado, pero esa sería una gran apuesta, donde podemos aumentar significativamente las reservas de gas y petróleo.”

“Cuando vemos los números en el sector, frente a las medidas tomadas, vemos un incremento de la inversión en el sector del 83% en el primer trimestre de 2019, comparado con el primer trimestres de 2018, y en cantidad de dinero es el sector que más creció en la Inversión Extranjera Directa (IED), más los contratos que se están firmando, que en el tema de costa afuera representan inversiones de cerca de 1.500 millones de dólares que se suman a los cerca de 400 millones de dólares en los once contratos del PPAA. Vamos a ver una reactivación muy fuerte este año y el próximo año, cuando comiencen las campañas exploratorias”, concluyó el Viceministro.

La Autoridad Nacional de Licencias Ambientales informó a Ecopetrol el 3 de julio de 2019 la suspensión provisional del trámite administrativo de evaluación de la licencia ambiental para el área de perforación exploratoria Guane – A, radicado el 21 de marzo de 2018.

12 de julio de 2019.   La Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) señaló en un comunicado de prensa que no continuará el proceso de evaluación de la solicitud de licencia ambiental para el área de perforación exploratoria Guane –A, cuyo titular es la estatal Ecopetrol.

La razón que expresa la Autoridad para cancelar el trámite es el pronunciamiento del Consejo de Estado, que tienen suspendidas las normas relacionadas con los yacimientos no convencionales.

“El trámite que inició el 21 de marzo de 2018 no ha avanzado hasta la etapa de visita, uno de los pasos que contempla el proceso de licenciamiento ambiental. En este sentido la ANLA no se ha pronunciado de fondo sobre la viabilidad ambiental del proyecto” señala.

La entidad resalta que “a la fecha el Gobierno Nacional se encuentra estudiando a través de mesas de trabajo interinstitucionales el documento de la Comisión de Expertos, para efectos de definir claramente qué se entiende por un “Proyecto Piloto de Investigación”; por lo tanto, es erróneo decir que el proyecto en mención es un Proyecto Piloto.”

Hay que señalar que además de la suspensión de la suspensión temporal de la normatividad vigente sobre yacimientos no convencionales, el Consejo de Estado ordenó una nueva comisión de expertos, esta vez en cabeza de la Universidad Nacional de Colombia.  

No obstante, el Gobierno Nacional continúa en el proceso de implementación de las condiciones recomendadas por el panel de expertos para garantizar la integridad y protección de los recursos naturales, y el ajuste institucional que permita prevenir, controlar, compensar y mitigar los impactos ambientales y sociales asociados a los proyectos piloto integrales de investigación en yacimientos no convencionales (YNC).

Por su parte, Ecopetrol señaló que el trámite de la licencia se encontraba en espera de iniciar el proceso de evaluación, “por lo cual el pronunciamiento no representa un análisis de la autoridad sobre el contenido ni calidad del estudio ambiental. Este anuncio de la autoridad ambiental no representa una negación de la solicitud de licencia que realizó la empresa.”

La empresa agregó que “Ecopetrol seguirá avanzando en la realización de actividades que fortalezcan y legitimen nuestro relacionamiento con comunidades y actores locales, que promuevan la participación y veeduría ciudadana, la transparencia en la información y en la identificación de beneficios derivados de la posibilidad de hacer unos proyectos piloto de investigación integral, de acuerdo con las recomendaciones de la Comisión  de Expertos, en busca del crecimiento y el desarrollo sostenible  del país.”

La filial de Ecopetrol se hizo a cuatro bloques de los once que fueron adjudicados en la primer Proceso Permanente de Asignación de Áreas.

11 de julio de 2019.   Como resultado del Proceso Permanente de Asignación de Áreas (PPAA) 2019; el 11 de julio Hocol, filial de Ecopetrol, suscribió con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) el contrato de E&P COR 9, (100% Hocol), el cual está ubicado en el Valle Superior del Magdalena, y a través del representante de la Unión Temporal Hocol – GeoPark, suscribió los contratos para Llanos 86, Llanos 87, Llanos 104 (50% Hocol / 50% y operador GeoPark), ubicados en los Llanos Orientales.

En el bloque COR 9, Hocol se comprometió a invertir USD$16 millones para la adquisición de 80 km2 de sísmica 3D y la perforación de un pozo exploratorio, durante la primera fase del contrato. Este contrato tiene una extensión de 126.61 km2 , y está localizado en jurisdicción de los municipios de Carmen de Apicalá, Cunday, Purificación, Saldaña y Suárez, en el departamento de Tolima. El área del bloque está adyacente al Campo Espinal, una de las operaciones que la empresa tiene en este departamento, donde tiene una producción de 4.700 boepd.

En cuanto a los bloques adjudicados Llanos 86, Llanos 87 y Llanos 104, Hocol y Geopark se comprometieron a invertir entre USD 80 y 110 millones en los próximos tres años para la adquisición de 550 km2 3D de sísmica y la perforación de seis pozos de exploración durante la primera fase de los contratos.

Estos tres bloques tienen una extensión de 2.752 km2 , y están localizados en jurisdicción de los municipios Puerto Gaitán y Puerto López, en el departamento del Meta, así como Maní, Monterrey, Tauramena y Villanueva, en el departamento de Casanare. Las áreas contratadas son aledañas al bloque Llanos 34, operado por GeoPark desde el 2012, que registra una producción promedio de 70.200 boepd.

“Este Proceso Permanente de Asignación de Áreas ha sido un éxito. Se evidencia la reactivación de la industria del petróleo y gas; y para Hocol, esto representa un gran hito. Adquirir estos cuatro bloques afianza nuestra estrategia de crecimiento, consolida nuestro portafolio y así mismo apalanca la estrategia del Grupo Ecopetrol. Igualmente, celebramos nuestra asociación con GeoPark, una de las compañías líderes de E&P en Latinoamérica”, afirmó Rafael Guzmán, presidente de Hocol.