Categoría: Industria

Ecopetrol anunció las reservas probadas a 31 de diciembre de 2020 de petróleo, condensado y gas natural de su propiedad (reservas 1P, de acuerdo con la denominación internacional estándar), incluyendo su participación en filiales y subsidiarias.

19 de febrero de 2021.   Al cierre de 2020, las reservas probadas netas de Ecopetrol fueron de 1,770 Millones de Barriles de Petróleo Equivalente (MBPE), esto representa una disminución de 6.5% con respecto al 2019 (1,893 MBPE).

En un comunicado, la Empresa también indica que el índice de reemplazo de reservas fue de 48% y la vida media de reservas equivale a 7.5 años. Las reservas de gas representan el 29% de este volumen, con una vida media de 10.1 años, mientras que las de líquidos el 71% restante, con una vida media de 6.8 años.

La reducción de las reservas probadas fue ocasionada principalmente por la caída en 32% de los precios de los hidrocarburos utilizados para la estimación. Conforme a la metodología SEC, el precio marcador Brent utilizado para la valoración en el 2020 fue de US$43 por barril versus US$63 por barril en 2019.

Ecopetrol estima que el efecto precio implicó una disminución sobre las reservas de 215 MBPE, el cual fue contrarrestado por una adición de 114 MBPE atribuibles a nuevos proyectos de perforación en diferentes campos, como Rubiales y Caño Sur. Adicionalmente, se obtuvieron revisiones positivas por 30 MBPE debido al buen desempeño en producción y optimización de variables técnico – económicas en campos como Rubiales, Castilla y otros en Norteamérica.

Las reservas fueron estimadas con base en los estándares y metodología de la Securities and Exchange Commission (SEC) de los Estados Unidos. El 99% de las reservas fueron certificadas por cinco reconocidas firmas especializadas independientes (DeGolyer and MacNaughton, Gaffney, Cline & Associates, Netherland, Sewell & Associates, Ryder Scott Company and Sproule).

Sobre el descenso en las reservas de gas natural, Orlando Cabrales Segovia, presidente de Naturgas, señaló que “es un llamado a continuar con los proyectos exploratorios en el piedemonte llanero, darle viabilidad a los proyectos en el mar Caribe y a los pilotos en yacimientos no convencionales del valle del Magdalena Medio. Colombia tiene un gran potencial de gas natural en esta región y esto contribuirá a seguirle llevando un combustible limpio a los más de 10 millones de usuarios.”

En términos de Recobro Mejorado, Ecopetrol presentó una variación positiva de 113 MBPE debido a la incorporación de reservas por nuevos proyectos asociados primordialmente a inyección de agua en campos como Chichimene y Castilla.

Adicionalmente, en Extensiones y Descubrimientos avanza en la progresión de reservas probables y posibles a reservas probadas en el campo Rubiales, debido a la continuidad de la operación de perforación, entre otros. En cuanto a Descubrimientos se presentan las comercialidades de los campos ESOX en el Golfo de México y Andina en Colombia.

Por otro lado, en ventas se tiene la cesión del interés de Hocol en los campos de La Punta y Santo Domingo por un valor de 1 MBPE y en compras se reportan 29.9 MBPE correspondiente a la adquisición del 43% del activo Guajira (Chuchupa y Ballena) por parte de Hocol.

Las mayores contribuciones al balance de reservas provienen de los campos Castilla, Chichimene, y Rubiales, los cuales son operados directamente por Ecopetrol.

El 85% de las reservas probadas son propiedad de Ecopetrol S.A., mientras que las otras empresas del grupo contribuyen con el 15%.

Se destacan proyectos para la sostenibilidad ambiental como la actualización de su Planta de Tratamiento de Aguas Residuales que completó un avance del 74%.

18 de febrero de 2021.   La Refinería de Barrancabermeja de Ecopetrol, que celebra 99 años de existencia, planea inversiones por US$777 millones (alrededor de $2,7 billones) al 2023, en desarrollo de su plan de actualización y reposición tecnológica para continuar asegurando su sostenibilidad operacional y ambiental.

Dicho plan tendrá énfasis en la protección del agua, la reducción de emisiones y mejoras en la calidad de los combustibles, temas con los que está comprometida Ecopetrol desde su estratégica de sosTECnibilidad.

Estas nuevas inversiones se suman a los US$721 millones que Ecopetrol ha destinado en los últimos seis años para que la mayor refinería del país se mantenga actualizada tecnológicamente y continúe siendo un activo estratégico para producir los combustibles requeridos.

La refinería inició operaciones el 18 de febrero de 1922 con un alambique sencillo que usaba la leña como fuente de calor para destilar crudo y una producción de 1.500 barriles por día.

Hoy, 99 años después, procesa en promedio 225 mil barriles por día de crudo y está integrada por 54 unidades de refinación, 32 de servicios industriales, un centro de optimización desde donde se comandan sus operaciones de manera remota, integrada y segura, y más de 315 tanques de almacenamiento.

El plan de inversiones a 2023 prioriza proyectos que aseguran el cumplimiento legal y ambiental, para reducir los impactos al medio ambiente en recursos como agua, aire y suelo. Una de esas iniciativas es la actualización tecnológica de la Planta de Tratamiento de Aguas Residuales (PTAR) que ya registra un avance del 74% en su ejecución.

Así mismo, contempla la renovación de colectores para mejorar la confiabilidad del sistema de segregación de aguas y el proyecto de control de emisiones SOx de las plantas de azufre, actualmente en desarrollo de ingeniería básica.

Adicionalmente, continúa la ejecución de proyectos como la actualización y ampliación de la unidad de Hidrocracking Moderada (HCM), que permitirán cumplir con la meta de suministrar gasolina de 30 partes por millón de azufre (ppm) en 2025 y de 10 ppm en 2030.

“Cada día la refinería asume metas más retadoras para seguir aportándole a la seguridad energética del país de una manera sostenible. Desde Ecopetrol también queremos reconocer el trabajo de nuestras empresas aliadas para alcanzar los más altos estándares del talento humano certificado en competencias y tecnología de última generación”, dijo Arturo Saldarriaga Corrales, gerente encargado.

En 2021 la refinería de Barrancabermeja continuará ejecutando los programas de paradas de planta para asegurar la confiabilidad e integridad de las unidades, tanques y calderas. Dichos trabajos aportarán a la reactivación económica de la ciudad y del departamento de Santander.

En enero la planta industrial generó a través de sus contratos comerciales 2.187 puestos de trabajo con dedicación exclusiva, de los cuales el 93% fueron mano de obra local.

El Ministerio de Hacienda aceptó la oferta presentada por Ecopetrol para adquirir el 51,4% de las acciones de ISA y le otorgó exclusividad en las conversaciones hasta el próximo 30 de junio.

15 de febrero de 2021.   En desarrollo de lo revelado al mercado el pasado 8 de febrero, acerca de la aceptación por parte del Ministerio de Hacienda y Crédito Público (MHCP) de la Oferta No Vinculante presentada por Ecopetrol para la adquisición del 51.4% de las acciones en circulación de Interconexión Eléctrica S.A. (ISA), Ecopetrol y el MHCP suscribieron un Acuerdo de Exclusividad el 12 de febrero de 2021.

En virtud de este Acuerdo de Exclusividad, las partes desarrollarán conversaciones preliminares no vinculantes sobre los términos y condiciones de la posible transacción.

El periodo de exclusividad inicialmente está previsto finalice el próximo 30 de junio de 2021 salvo que las partes de mutuo acuerdo decidan extenderlo. Durante este periodo, Ecopetrol desarrollará actividades de debida diligencia sobre ISA y el MHCP se compromete a negociar de manera exclusiva con Ecopetrol.

Con equipos de la más alta tecnología se monitoreará el aire, el agua y la sismicidad. A los parámetros ambientales se les hará seguimiento antes, durante y después de la ejecución del piloto. La medición estará a cargo de laboratorios acreditados por el Ideam y el Instituto Colombiano del Petróleo.

10 de febrero de 2021.   Ecopetrol informó que para el proyecto de Investigación Integral en Yacimientos No Convencionales, que se realizará en Puerto Wilches (Santander), denominado Kalé y donde se evaluará la técnica del fracking, se realizará un riguroso monitoreo ambiental, de sismicidad y operativo, el cual tendrá en cuenta más de 200 parámetros.

Lo anterior está alineado con el marco normativo expedido para los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) en Yacimientos No Convencionales.

El monitoreo comenzará a ejecutarse desde el momento en que inicie el levantamiento de las líneas base para el Estudio de Impacto Ambiental y continuará durante la fase de ejecución del piloto y posterior a su terminación. Todo ello con el propósito de hacer un adecuado seguimiento y análisis al desempeño ambiental del proyecto.

La información recopilada se conocerá públicamente a través del Centro de Transparencia del Ministerio de Minas y Energía, lo que facilitará el conocimiento y seguimiento a las actividades del piloto por parte de las comunidades y otros grupos de interés.

El esquema integral de monitoreo incluye la instalación de equipos de alta tecnología para realizar mediciones a determinados parámetros de calidad de agua y de aire, así como de meteorología, información que también servirá para las diferentes actividades agroindustriales que se realizan en la zona.

Estos equipos de medición cuentan con tecnologías de Estados Unidos, Alemania, Japón y Colombia. Algunas de las soluciones innovadoras también han sido hechas en el país, e incluyen prototipos de monitoreo ambiental desarrollados por jóvenes investigadores de universidades colombianas.

Para la medición de la calidad del aire se utilizarán equipos que incorporan tecnologías que recogerán muestras de manera automática, lo que permitirá un monitoreo permanente. En el agua se realizarán mediciones con tecnología usada internacionalmente, para monitorear en sitio los acuíferos de la zona de influencia del piloto.

Para monitorear la sismicidad, se instalarán seis estaciones que operarán en tiempo real y permitirán hacer seguimiento y control a las operaciones.

A su vez, el monitoreo operativo se realizará de manera permanente con la observación de variables clave para el control y aseguramiento de las actividades de perforación, fracturamiento hidráulico, limpieza, inyección de agua de retorno y dimensionamiento del yacimiento.

Adicionalmente, Ecopetrol avanza en la construcción de un laboratorio móvil que se ubicará en el área del piloto para realizar otros análisis, generar espacios de pedagogía, transferencia de tecnología y participación de las comunidades en esta actividad.

El sistema de monitoreo integral, además de garantizar el cumplimiento de la rigurosa normativa de los PPII y la objetividad de los datos, le permitirá a Ecopetrol tomar decisiones oportunas con base en información técnica y científica durante el avance del piloto.

Andeg se consolida como nuevo aliado del DNP, GRI y PNUD en la iniciativa Nacional – SDG Corporate Tracker, una apuesta para la promoción de la medición y el análisis de la contribución del sector privado a los Objetivos de Desarrollo Sostenible en Colombia

9 de febrero de 2021.  La Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), formalizó su participación como aliado implementador en la iniciativa nacional SDG Corporate Tracker, promovida por el DNP, el GRI y el PNUD, con la que se apuesta a la promoción de la medición y el análisis de la contribución del sector privado a los Objetivos de Desarrollo Sostenible – ODS en Colombia, a partir de indicadores basados en estándares GRI.

Para iniciar, Tebsa, Proeléctrica, Gensa, Termovalle y PrimeEnergía, afiliadas de Andeg, harán parte de esta apuesta para visibilizar las gestiones sostenibles que adelanta el sector termoeléctrico para que el país alcance los ODS.

“Con la información que se aportará para el SDG se logrará visibilizar las acciones del sector de generación de energía térmica en materia de desempeño ambiental, social y económico, datos que se extraerán para complementar el Informe de Sostenibilidad de la Asociación, que se viene elaborando desde 2018 y que se seguirán publicando como parte de la rendición de cuentas de las empresas asociadas” afirmó Alejandro Castañeda, director ejecutivo de Andeg.

Gracias a la elaboración de estos informes, las empresas afiliadas a Andeg han podido comunicar cómo gestionan sus impactos, cuánta inversión generan y cuáles han sido los efectos positivos que han resultado de implementar sus programas de responsabilidad social empresarial, así como sus iniciativas de gestión social, y protección y conservación de los recursos naturales y del entorno en el desarrollo sus actividades y obligaciones ambientales.

Además, se destaca el aporte realizado en materia económica con pago de impuestos, transferencias del sector eléctrico, entre otras, lo cual demuestra el esfuerzo de las térmicas por contribuir a las diferentes metas de los 17 ODS.

“Participar en esta iniciativa del SDG Corporate Tracker es una apuesta directa del sector de generación de energía por la sostenibilidad y una clara muestra de su compromiso para este fin. Con la participación de cinco de las empresas afiliadas a la Asociación, Andeg iniciará su labor como aliado implementador para acompañarlas en su camino de reporte y análisis de sus contribuciones a los ODS, aportando a la transparencia y disponibilidad de la información que desde el sector térmico se genera”, señaló Castañeda.

Los Operadores de Red del Sistema Interconectado Nacional (SIN) podrán llevar el servicio de energía eléctrica a través de soluciones aisladas y se les reconocerán, vía tarifa, los costos de inversión y de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) en que incurran.

8 de febrero de 2020.   El Gobierno colombiano, a través del Ministerio de Minas y Energía, habilitó un nuevo mecanismo para que los Operadores de Red del Sistema Interconectado Nacional (SIN) lleven el servicio de energía eléctrica a más hogares a través de soluciones aisladas, es decir, sistemas de generación de energía que no están conectadas al SIN mediante redes de distribución físicas.

La conexión de estos sistemas se realizará a través de los que se denomina como redes logísticas y de servicio, que son las encargadas de prestar el servicio de operación, administración y mantenimiento a esa solución que se instale en los hogares, ya sea individual o centralizada.

Actualmente, en Colombia existe un potencial de aproximadamente 338.000 hogares que podrían tener acceso al servicio de energía eléctrica, gracias a este nuevo mecanismo.

De acuerdo con la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), cerca de 170.000 familias podrían ser atendidas con micro-redes aisladas y 168.000 con soluciones aisladas individuales, principalmente con generación basada en Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER).

“A la fecha, hemos logrado llevar el servicio de energía eléctrica a más de 44.500 hogares, de los cuales, en cerca de 14.000 fue posible gracias a la instalación de paneles solares, y con esta herramienta que hemos habilitado seguiremos transformando la vida de las familias colombianas y ampliando la cobertura eléctrica en lugares donde no es financieramente viable hacer conexiones mediante red física al Sistema Interconectado Nacional”, aseguró el viceministro de Energía, Miguel Lotero.

A través del Decreto 099 de 2021 también se dio aval para que se puedan destinar los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas (FAER) para la implementación de este tipo de proyectos de expansión de cobertura.

De este modo, también se busca promover la participación de operadores robustos y con amplia experiencia dentro de las zonas aisladas y se hará posible reconocer los costos de inversión y de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) en que incurran, los cuales serán cargados a la actividad de distribución.

Al implementar este modelo de expansión de cobertura se está garantizando la sostenibilidad técnica y financiera de las soluciones aisladas, toda vez que la responsabilidad respecto del mantenimiento y operación de estas estará en cabeza del Operador de Red que desarrolla el proyecto.

Este nuevo mecanismo está alineado con el Plan Nacional de Desarrollo 2018-2022 y atiende las sugerencias de los expertos del Foco 4 de la Misión de Transformación Energética, en el sentido de establecer parámetros adicionales que permitan la vinculación de capital privado en la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas (ZNI) por parte de empresas que operan en el SIN.

Un diseño renovado y más intuitivo, además de nuevas funcionalidades, hacen parte de la modernización de la página web para clientes de la compañía. La renovación del portal de servicio al cliente hace parte de la transformación digital que adelanta Enel-Emgesa, en todos los niveles estratégicos de la organización.

8 de febrero de 2021.   Alineada con su proceso de transformación digital, Enel-Emgesa lanzó para sus Grandes Clientes, un nuevo portal web, totalmente renovado y más intuitivo, donde los usuarios pueden acceder a más servicios, trámites e información para el seguimiento y control de su gestión energética.

Dentro de las novedades, los clientes pueden encontrar funcionalidades relacionadas con el acceso que ahora es personal y auto gestionable, la administración de los usuarios, la facturación histórica, estadísticas de consumo e Informes del Mercado Energético del SIN.

Para el gerente de Energy Management de Enel-Emgesa, Fernando Gutierrez Medina “el nuevo sitio web hace parte de la estrategia de innovación y transformación digital de la Compañía, que en este caso plantea mejorar la experiencia digital de nuestros clientes, para facilitar los trámites, el seguimiento, el control del consumo, y el suministro de información de calidad”.

Los usuarios pueden consultar el estado de los embalses, el precio de bolsa de la energía y datos de comportamiento de la demanda. Así mismo, tienen la posibilidad de consultar y descargar el informe de desempeño del contrato, en el cual pueden comparar el precio negociado con el precio de bolsa y con el precio alternativo del Mercado Regulado.

Así, la calidad de la información se traduce en uno de los grandes valores de la renovación, además de la visualización de consumos de energía (activa, reactiva y factor de potencia) que podrán descargar mes a mes, un año hacia atrás.

En relación con el acceso, la novedad radica en que los clientes pueden darse de alta ellos mismos y, también, crear, consultar o eliminar los usuarios que requieran sin ninguna restricción.

En facturación, los usuarios ahora tienen la posibilidad de descargar sus facturas históricas de energía y de servicios técnicos. Adicionalmente, tienen la opción de programar el envío de alertas por email cuando se genere una factura.

“A partir de ahora queda disponible el nuevo portal web para nuestros grandes clientes, con quienes tenemos el constante compromiso de trabajar para fortalecer nuestra propuesta de valor a través de innovación y calidad en la información”, concluye Fernando Gutierrez Medina.

La calidad y la precisión en la información han sido los principales beneficios de las inspecciones acompañadas por los drones, debido a que permiten contar con datos exactos y comprobables para la operación de las centrales.

4 de febrero de 2021.   Como parte de la estrategia de innovación y transformación digital de Enel-Emgesa, y en concordancia con los proyectos de robotización, digitalización e innovación en Colombia, la compañía viene incorporando diferentes drones.

Estas adquisiciones significan para la operación de la empresa, mayor seguridad en procesos de inspección y atención de contingencias que se puedan presentar en la infraestructura de generación de energía eléctrica, y mayores eficiencias.

“Decidimos incorporar drones en gran parte de nuestras labores y proyectos, con el objetivo de dar valor agregado a la operación y tener más análisis de data para tomar decisiones oportunas y mucho más acertadas de cara a la operación de las centrales, los mantenimientos y al manejo de posibles contingencias que se puedan presentar. Con la ayuda de los 18 pilotos que tenemos, los drones nos han permitido llegar a puntos de difícil acceso y, por ejemplo, hacer inspecciones en menor tiempo de manera más segura”, aseguró el gerente general de Enel-Emgesa, Marco Fragale.

El uso de sistemas de aeronaves no tripuladas (UAS, por sus siglas en inglés) o drones, como se les conoce comúnmente, se ha implementado con gran éxito en los últimos años en la ingeniería, topografía, fotogrametría, catastro, ambiente y muchas aplicaciones más, por tal razón la compañía inició un proceso de incorporación y adaptación de productos que complementen actividades convencionales, reemplacen otras e incluso desarrollen nuevo conocimiento.

En ese sentido, los drones de Enel-Emgesa requirieron complementarse con herramientas informáticas, modelos matemáticos y profesionales encargados del proceso y análisis de datos, con los que se pueden realizar mediciones, cálculos, desplegar atributos, realizar diseños e incluso servir como base para análisis más elaborados y complejos.

Dentro de esas herramientas, los Sistemas de Información Geográfica (SIG) se constituyen en la mejor forma de dar utilidad a los datos provenientes de los drones; por eso la compañía está implementando un proyecto denominado “Hydro O&M ArcGIS & Portal”, que recopila todas las características de los Sistemas de Información Geográfica, al que hace parte un grupo de trabajo dedicado al procesamiento y análisis de información obtenida con drones.

Para la implementación del programa se capacitaron y certificaron 18 pilotos que hacen parte de la Compañía y que ahora tienen la tarea de realizar vuelos externos, para hacer inspecciones aéreas de la infraestructura de las centrales de generación; y vuelos internos, para hacer inspecciones de ductos, chimeneas, compartimientos y otros espacios de acceso limitado.

El equipo de drones para vuelos externos se dividió en dos grupos con objetivos diferentes: el primero acompaña un plan de inspecciones que se configura durante todo el año en todas las centrales que hacen parte de la operación de Enel-Emgesa, para obtener imágenes de gran cobertura y precisión; y el segundo apoya la atención de emergencias o imprevistos que puedan presentarse en la infraestructura: fugas de aire, incendios, movimientos estructurales, etcétera.

La calidad de la información obtenida por las aeronoaves ha sido un valor fundamental. Antes una inspección se hacía en un recorrido en el que personal obtenía la información y los datos que podía recopilar. El dron por su parte, permite obtener imágenes que pueden ser vistas en tiempo real por personal especializado o ser analizadas en detalle posteriormente.

De acuerdo con Marco Fragale, “los drones han sido un aporte fundamental en materia de seguridad, han ampliado el rango de inspección y han permitido compartir la información con el personal de los diferentes equipos en tiempo real. Además, reducen tiempos en los procesos, se mitigan riesgos porque los pilotos operan desde zonas seguras y se ahorran recursos”.

La donación inicial será para alumnos de colegios de Ciudad Bolívar, en Bogotá, y para aquellos niños hospitalizados que forman parte del Programa “Aulas Hospitalarias”.

3 de febrero de 2021.  En el marco de la inauguración del Colegio de la Bici, Rodolfo Anaya, presidente de Vanti, hizo entrega simbólica a la alcaldesa de Bogotá, Claudia López de un kit escolar que se suma a los más de 10 mil que Vanti dará en los próximos días a los niños de los colegios con el mayor índice de pobreza de Bogotá y aquellos que están hospitalizados y hacen parte del Programa “Aulas Hospitalarias”.

Los niños beneficiados son de los colegios José María Vargas Vila, Canadá, Sierra Morena, Tesoro de la Cumbre, José Jaime Rojas, Confederación Brisas del Diamante, Paraíso, Nueva Esperanza, Compartir Recuerdo, Tejares y para aquellos alumnos que están hospitalizados pero que gracias al Programa de “Aulas Hospitalarias” de la Secretaría de Educación de Bogotá reciben clases en estos centros de salud.

El proyecto Kits Escolares de Vanti es una iniciativa que se ha desarrollado desde hace más de 15 años en las zonas donde la Empresa presta el servicio de gas natural, beneficiando a más de 50 m niños de estratos 1 y 2, entre los 5 y 12 años.

En 2021, igualmente se entregarán kits escolares a niños de colegios públicos de Santander, Boyacá, Cundinamarca y el sur del Cesar, donde la empresa presta sus servicios.

El trabajo que adelanta la Compañía con los colegios públicos de las comunidades donde tiene influencia, se enmarca en los programas de Responsabilidad Social de Vanti, que tiene por objetivo contribuir a la formación y el proceso de aprendizaje de los estudiantes.

“No podemos permitir que la falta de útiles básicos se convierta en una razón para que los niños y niñas no puedan estudiar. De esta manera Vanti está comprometida con la educación, ofreciendo herramientas útiles que ayuden a la formación integral de los estudiantes del país”, dijo Rodolfo Anaya Abello, presidente de Vanti.

La inversión colombiana en exploración de hidrocarburos en 2021 estará concentrada mayormente en la región Caribe; mientras que la inversión en producción se destinará, principalmente, a Meta y los Santanderes.

29 de enero de 2021.   La Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) presentó el más reciente informe económico ‘Tendencias de Inversión E&P en Colombia 2020 y Perspectivas 2021’, el cual proyecta para 2021 una inversión en exploración y producción de petróleo y gas entre USD 3.100 y 3.450 millones, 51% superior a la de 2020, año atípico por la pandemia de la Covid-19 y la caída de los precios internacionales del crudo. No obstante, esta inversión es cerca de USD 300 millones inferior a la registrada entre 2015 y 2019.

Con las inversiones de 2021 se espera perforar 40 pozos exploratorios (22 más que en 2020) y mantener una producción de petróleo de 780.000 barriles diarios y 1.050 millones de pies cúbicos diarios de gas, cifras similares a las del año pasado.

El informe, elaborado con base en la planeación y presupuestos preliminares de las empresas encuestadas por la ACP, evidencia el creciente interés por el gas natural. Es así que, para este año el 45% del presupuesto total de exploración estará enfocado en la búsqueda de este energético.

Asimismo, se proyecta destinar USD 400 millones para desarrollar producción de gas, lo cual representa el 15% de la inversión total en producción de oil & gas y mantiene la tendencia creciente en el enfoque hacia el energético gaseoso.

“Un repunte en la inversión del sector es una buena noticia, pues no solamente la industria del petróleo y gas garantiza la generación de recursos fiscales que le permitan a la Nación y a las regiones apalancar la reactivación económica y social, sino que además garantiza el autoabastecimiento del país, que va a requerir energéticos para su reactivación industrial”, dijo el presidente de la ACP, Francisco José Lloreda Mera.

A nivel regional, la inversión exploratoria se concentrará en el Caribe, principalmente en Córdoba, y en su mayoría en tierra firme, en donde parte importante de los recursos tendrán como foco la búsqueda de gas natural. De hecho, el Valle Inferior del Magdalena ya produce el 24% del gas que consume el país.

Por su parte, la inversión en producción estará dirigida, principalmente, al departamento del Meta, que continuará siendo el principal receptor de inversión, seguido por los Santanderes, Casanare, Antioquia, Putumayo y Huila.

“El gas natural toma cada vez más fuerza en la matriz energética, por eso no sorprende que su participación venga creciendo en los últimos años. Colombia tiene potencial geológico, pero para que se desarrolle es necesario impulsar el crecimiento de la demanda, lo que implica medidas que faciliten la comercialización oportuna, el transporte competitivo hacia centros de consumo y promover la competencia en igualdad de condiciones. Esto será clave para la confiabilidad que se requiere en un proceso de transición energética”, explicó Lloreda Mera.

No obstante, el gremio resaltó que Colombia corre el riesgo de dejar enterradas el 50 por ciento de sus reservas de petróleo y gas, si no aprovecha la actual ventana de tiempo.

Además de la oposición al fracking por parte de algunos sectores de la opinión pública, las demoras en las consultas previas, los trámites de licencias ambientales y los bloqueos de las comunidades a las actividades de exploración y producción, hacen que desde que se asigna un área hasta que se extrae el primer barril fácilmente transcurren entre 6 y 8 años. De acuerdo con estudios de la ACP, por cada año que se reduzca ese tiempo, a la Nación le ingresarían 1,5 billones de pesos adicionales.

Finalmente, el informe destaca que el 95% de las inversiones de 2021 se llevarán a cabo en tierra firme, mientras que en offshore y yacimientos no convencionales (YNC) las inversiones estarán orientadas a desarrollar estudios y otras actividades previas a la perforación exploratoria, la cual se prevé para 2022.

Clima de inversión

El informe también presentó los resultados de la encuesta sobre el clima de inversión del país, el cual evalúa 11 aspectos fundamentales para el sector: prospectividad, competitividad bienes y servicios, aspectos fiscales, disponibilidad de infraestructura, aspectos contractuales, ambientales, sociales, estabilidad política, seguridad regulatoria, consulta previa y seguridad en las operaciones.

Este año la calificación general promedió 5 ubicándose en el rango aceptable, registrando una disminución frente a la otorgada en 2019 (6 / buena). De los 11 elementos evaluados, solo queda una percepción totalmente favorable del país, la estabilidad política, la cual mejoró al pasar de un 63% y 65% en 2018 y 2019, respectivamente, a 75% en 2020.

La percepción de prospectividad, que había sido siempre una fortaleza del país, ahora es observada mayoritariamente como neutral o indiferente. En el resto de los aspectos evaluados prima una percepción catalogada entre neutral y débil.

“Las respuestas de las empresas encuestadas nos invitan a seguir trabajando, en conjunto con el Gobierno, en los temas estructurales que se requiere mejorar para retomar el interés de invertir en Colombia. Es necesario impulsar el crecimiento del mercado del gas natural, reducir las tarifas de oleoductos, contar con mayor seguridad regulatoria, revisar temas contractuales y optimizar los procesos de licenciamiento ambiental, entre otros aspectos que son fundamentales para que el país pueda atraer inversión, desarrollar su potencial en hidrocarburos y generar los recursos necesarios para la reactivación económica y social”, concluyó el presidente de la ACP.