Autor: Martín Rosas

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) dio a conocer las propuestas iniciales de las siete compañías individuales y un consorcio para hacerse con 11 áreas en el primer corte del Proceso Permanente de Asignación de Áreas (PPAA) de 2019.

14 de junio de 2019.   Luego del proceso de validación de ofertas realizado por la firma Gestión y Auditoría Especializada S.A.S., auditora independiente, la ANH dio a conocer la lista de mejor propuesta inicial para las 11 áreas que se mantienen en disputa en el primer corte (subasta) del Proceso Permanente de Asignación de Áreas (PPAA) de 2019.  

De acuerdo con Luis Miguel Morelli, presidente de la ANH, «con la publicación de las propuestas iniciales para las 11 áreas que permanecen en competencia, continúa en firme la puja por los primeros bloques que asignará el país en los últimos cinco años. El segundo round de esta puja continuará el próximo 26 de junio, cuando se cumpla la Audiencia de Contraofertas. Ese día cualquiera de los 22 inversionistas habilitados tendrá la posibilidad de mejorar la propuesta inicial de cualquiera de las 11 áreas que sean de su interés. Como presidente de la ANH, pero sobre todo como colombiano, espero una nutrida participación de contraofertas, pues con cada propuesta recibida crece la inversión y se beneficia el país en su conjunto«.

Un hecho para destacar dentro del nuevo PPAA, que lanzó en febrero pasado la ANH, es la posibilidad que tienen los inversionistas de proponer áreas que sean de su interés y que no hayan sido ofrecidas por la Agencia.

«Entre los 22 inversionistas habilitados para el primer corte del PPAA, la ANH recibió 38 solicitudes de incorporación de áreas. Estas áreas propuestas serán estudiadas por la Agencia, y aquellas que cumplan serán incorporadas al mapa de tierras como áreas disponibles y podrán hacer parte de los bloques que se ofrezcan en los cortes (subastas) previstos para el resto de 2019. Estas áreas serán publicadas durante el mes de agosto«, señaló Luis Miguel Morelli, presidente de la ANH.

Lista de mejores propuestas válidas

1. Guajira Off Shore 10, Ecopetrol
2. Llanos 85, Gran Tierra Energy Colombia
3. Llanos 86, Unión Temporal Hocol – Geopark Colombia
4. Llanos 87, Unión Temporal Hocol – Geopark Colombia
5. Llanos 94, Parex Resources Colombia
6. Llanos 99, Frontera Energy Colombia
7. Llanos 104, Unión Temporal Hocol – Geopark Colombia
8. Valle Inferior del Magdalena 22, Geopark Colombia
9. Valle Medio del Magdalena 24, Gran Tierra Energy
10. Cordillera 9, Hocol
11. Valle Superior del Magdalena 25, Parex Resources Colombia  

Audiencia de contraofertas

Las contraofertas recibidas el próximo 26 de junio serán validadas por la firma Gestión y Auditoría Especializada S.A.S., y el 8 de julio la ANH publicará la lista definitiva de contraoferta más favorable para las áreas que recibieron propuesta. El 9 de julio, únicamente los proponentes iniciales de cada área en disputa podrán ejercer la opción de mejoramiento de la respectiva contraoferta.

Finalmente, el 16 de julio, previa validación de la auditoría independiente, la ANH publicará mediante acto administrativo la adjudicación de las 11 áreas en competencia a la mejor oferta alcanzada para cada una de ellas. A partir del 17 de julio se realizará la suscripción de los nuevos contratos.

Al igual que los Estados Unidos, Argentina decidió explotar sus yacimientos no convencionales para asegurar el abastecimiento interno y comenzar a exportar hidrocarburos.

Por: VICTORIA TERZAGHI

14 de junio de 2019.   En mayo de 2011 se perforó el primer pozo en la formación Vaca Muerta y la historia del shale argentino comenzó a escribirse. La roca generadora que hacía décadas se conocía recién podía ser explotada a valores comerciales por los avances tecnológicos.

En los siguientes siete años la actividad marcaría la curva de aprendizaje, la optimización de recursos y el tan buscado achique de costos.

Hasta fines de 2018 eran sólo cuatro los desarrollos que habían superado la fase de estudio y exploración, más conocida como fase piloto, para acelerar su actividad en un desarrollo masivo o intensivo.

De esos cuatro desarrollos masivos tres correspondían a la semiestatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) junto a socios. El primero fue Loma Campana junto a Chevron, luego vinieron El Orejano junto a Dow, y Rincón del Mangrullo junto a Pampa Energía en una producción principalmente orientada al tight gas. La petrolera del grupo Techint, Tecpetrol, sumó el cuarto desarrollo masivo con su área Fortín de Piedra que en menos de dos años se convirtió en el principal bloque productor de gas del país.

Pero en los últimos seis meses Vaca Muerta sumó cuatro desarrollos masivos y duplicó así la actividad que le había costado siete años alcanzar.

A principios de diciembre de 2018 fue nuevamente YPF la compañía que anunció el paso a desarrollo intensivo de La Amarga Chica junto a la malaya Petronas. A fines de ese mismo mes Shell Argentina dio a conocer que avanzó a la fase de actividad industrial en tres de sus bloques: Cruz de Lorena, Sierras Blancas y Coirón Amargo Sur Este.

El 11 de junio pasado se dio el octavo anuncio de pase a la fase de plena actividad por parte de la norteamericana ExxonMobil para el área Bajo del Choique – La Invernada, un bloque que por su ubicación en la zona norte marca una extensión de la zona caliente de Vaca Muerta.

La particularidad de estos cuatro últimos anuncios es que, a diferencia de los primeros desarrollos enfocados en gas, persiguen la producción de petróleo, atraídos no sólo por un precio internacional alto y la posibilidad de exportar una mayor producción, sino también por el achique de los costos que hoy fija el break even del barril en menos de 50 dólares.

El pase a la fase de desarrollo masivo de un bloque es uno de los requisitos fijados por el gobierno de la provincia del Neuquén a la hora de otorgar una concesión sobre Vaca Muerta.

La operadora que accede a un área tiene prefijado un plan de estudio o piloto, que en promedio se extiende por tres años, y que finalizado debe avanzar hacia la siguiente fase que es precisamente la de la explotación.

Algunas operadoras, como es el caso de Shell y Tecpetrol, resolvieron acelerar sus actividades antes de finalizado ese plazo de estudio, en función de los buenos resultados obtenidos. Sin embargo, otras compañías se encuentran con los días contados para definir si pisan el acelerador o, por el contrario, se enfrentan a la posibilidad de perder la concesión.

De las 34 concesiones que hoy existen, una docena se encuentra muy cerca de llegar a su fecha máxima.

Publicado originalmente por Infoestación.com

El 4 de junio, con aprobación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), las petroleras firmaron un otrosí de cesión de intereses, derechos y obligaciones en los contratos «Tacacho», «Terecay», «PUT – 9» y «Mecaya».

12 de junio de 2019.   La firma de la cesión se realizó en las instalaciones de la ANH y fue suscrita por las partes: Luis Miguel Morelli, presidente de la ANH como autoridad contratante; Carlos Andrés Martínez, presidente ejecutivo de Amerisur Exploración Colombia Limitada, en representación del contratista cedente; y Edward Hanley, presidente ejecutivo de Occidental Andina LLC – OXY, como cesionario.

De acuerdo con el presidente de la ANH: «Para la Agencia Nacional de Hidrocarburos es muy grato conceder la aprobación de la cesión de intereses de los contratos Tacacho, Terecay, Putumayo 9 y Mecaya. Estos son cuatro bloques muy importantes en el Putumayo, una zona muy prospectiva del país que se está desarrollando a pasos agigantados. La decisión de OXY de entrar en estos contratos, confirma no sólo la prospectividad de estas áreas, sino también la confianza de la compañía en Colombia y en la política de apoyo a la inversión extranjera del Presidente Duque. Desde la ANH acompañaremos a estas compañías para que inicien con prontitud sus proyectos exploratorios, y esperamos que en un corto plazo podamos tener muy buenas noticias para los colombianos».

Vale la pena recordar que, en conjunto, los contratos de Exploración y Producción (E&P) objeto de la cesión superan las 554.000 hectáreas: «Tacacho» (238.363 ha), «Terecay» (237.400 ha), «Put – 9» (49.150 ha) y «Mecaya» (30.000 ha). Por su parte, Carlos Andrés Martínez, presidente ejecutivo de Amerisur Exploración Colombia Limitada, señaló: «Hoy es uno de los momentos más importantes para nuestra compañía porque formalizamos una alianza estratégica con Occidental Andina, la cual va a fortalecer nuestra presencia en el Putumayo. Actualmente, tenemos 11 contratos en esta región y está alianza cobija a cuatro de ellos. Sin duda, la experiencia de Oxy, sumada a nuestra experiencia en el Putumayo, una cuenca muy sensible por temas de superficie pero a la vez muy prolífica, producirá resultados a corto y mediano plazo en términos de nuevos hidrocarburos convencionales para el país y en beneficio del departamento».

El alto tribunal le ordenó a la Universidad Nacional rendir un informe que responda dudas sobre la técnica, sus métodos, riesgos y posibles afectaciones al medio ambiente.

9 de junio de 2019.   El pasado viernes el alto tribunal ordenó a la Universidad Nacional de Colombia crear una nueva comisión de expertos para que resuelva una serie de dudas que tiene la corporación sobre el fracturamiento hidráulico en roca generadora, más conocido como fracking, técnica para la exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales.

La determinación fue tomada pese a que el Gobierno Nacional creó una comisión de expertos, que en febrero pasado entregó un informe, en el cual hacía una serie de recomendaciones para iniciar los proyectos piloto.

Lo qué busca el Consejo de Estado con esta nueva comisión es que la Universidad Nacional responda en el término de tres meses elementos técnicos en aspectos claves sobre el fracking.

Algunas de las preguntas que deberá responder la Universidad son: En caso de aceptarse que hay riesgos asociados al fracking, ¿tienen relación con la salud humana y el medio ambiente?, ¿los riesgos potenciales son previsibles?, ¿pueden ser mitigados y son reversibles? Si es así, teniendo en cuenta los avances científicos, ¿cuáles son los requerimientos, medios y mecanismos de seguimiento y control para lograr estos objetivos?, ¿se han materializado estos riesgos?

Además, ¿la técnica del fracking es beneficiosa para los de intereses del país? Y en caso afirmativo, ¿cuáles serían esos beneficios a corto, mediano y largo plazo?, ¿cómo es posible calcular los beneficios económicos que puede generar el fracking?, ¿cuáles son los impactos de la demanda generada por la aplicación el fracking sobre la economía local, los servicios públicos, las formas de vida social y el aprovechamiento de los recursos naturales en zonas específicas?, ¿qué tipo de químicos se utilizan y cuál es el grado de toxicidad?, y ¿cuáles son sus riesgos para la salud humana?

Las dudas del alto tribunal también versan sobre si los químicos usados podrían afectar los recursos hídricos de las comunidades y los ecosistemas. Y si las aguas residuales del proceso de fracking se pueden tratar para nuevos usos.

Otros cuestionamientos tienen que ver con los usos del suelo o el esquema de ordenamiento territorial de los municipios en donde se realizará, el impacto regional, el diálogo con la comunidad, la movilización de los hidrocarburos y el impacto nacional sobre la necesidad de usar fracking para cubrir las reservas.

En noviembre pasado, cuando el alto tribunal suspendió provisionalmente las normas que regulan el fracking, sostuvo que «la autorización en Colombia de la técnica de estimulación hidráulica puede conllevar un daño potencial o riesgo al medio ambiente y a la salud humana, cuya gravedad e irreversibilidad se cimienta en la posible insuficiencia de las medidas adoptadas».
En efecto, hoy están suspendidos en el país el decreto 3004 de 2013 y la resolución 90341 de 2014, que fijaron los criterios y procedimientos para hacer fracking. La decisión la tomó el Consejo de Estado en noviembre de 2018 mientras estudia de fondo una demanda en contra de estas normas.

En la primera audiencia sobre este proceso, representantes del gobierno le pidieron al Consejo de Estado que les deje cumplir con las recomendaciones que fijó la Comisión de Expertosantes de iniciar los proyectos de investigación, para poder avanzar en el análisis sobre los posibles riesgos.

A la petición se opusieron algunas de las personas que han apoyado la demanda que presentó el abogado Esteban Lagos, con el argumento del principio de precaución, que obliga a inclinar la balanza hacia el medio ambiente, si no hay certeza absoluta de que alguna actividad no implica un daño irreversible. 

Por ahora, la Universidad Nacional deberá realizar este informe y queda pendiente que el Consejo de Estado resuelva un recurso que presentó el Gobierno en contra de la decisión de noviembre de 2018 de suspender los decretos que permitían el fracking.