Categoría: Industria

Durante la presentación, el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, aseguró que 2021 será el año para impulsar la reactivación sostenible de Colombia.

La inversión en ISA representaría un paso transformacional para Ecopetrol en su ruta de transición energética y descarbonización. La inversión tiene potencial de generar valor por la creciente demanda de energía, el avance en fuentes renovables y el aumento de la electrificación.

27 de enero de 2021.   Ecopetrol avanza en su transformación para ser la empresa integral de energía de Colombia. Con ese objetivo y para enfrentar los desafíos del entorno y la transición energética, la empresa presentó el 26 de enero una oferta no vinculante para adquirir la participación que posee la Nación-Ministerio de Hacienda y Crédito Público en Interconexión Eléctrica S.A. ESP (ISA), equivalente al 51,4% de las acciones en circulación.

Esta decisión responde a la estrategia del Grupo Ecopetrol que busca fortalecer su liderazgo en la cadena de los hidrocarburos en el continente americano, al tiempo que acelera su transición energética con un ambicioso plan de reducción de emisiones, crecimiento en fuentes renovables, mayor producción de gas natural y participación en otros campos de la energía, incluida el de la transmisión, todo apalancado en la transformación digital y en la convergencia tecnológica.

La inversión en ISA representaría un paso transformacional en el posicionamiento del Grupo Ecopetrol para liderar dicha transición energética y avanzar en la descarbonización. El Grupo se fortalecería con activos de infraestructura energética de clase mundial que generarían un flujo material de ingresos en negocios de bajas emisiones.

La transacción tiene un gran potencial de generar valor gracias a la creciente demanda de energía y a la incorporación de nuevas fuentes renovables que requieren ser conectadas con los usuarios finales, así como al aumento esperado de la electrificación.

ISA es líder en la transmisión de electricidad en Colombia, Brasil, Chile y Perú, entre otros países. Se destaca por sus sobresalientes resultados financieros y operativos, y un plan de crecimiento robusto que Ecopetrol mantendría. También es reconocida por ser “carbono neutral” en varias de sus operaciones, elevados estándares de Gobierno Corporativo y un excelente talento humano.

La operación contribuiría con la reactivación económica del país y representaría una oportunidad para los accionistas al contar con un conglomerado energético único en América, con mayor capacidad de generación de valor a partir de la complementariedad de sus negocios y la presencia geográfica.

La resiliencia del Grupo se fortalecería por tener una mayor porción de ingresos estables y predecibles en el largo plazo, mientras reduce la exposición a la volatilidad del precio del petróleo. Por su parte, la Nación mantendría el control de ambas compañías a través de la participación de al menos el 80% en Ecopetrol.

La transacción se financiaría con un esquema que incluye una nueva capitalización de Ecopetrol a través de una emisión de acciones, recursos propios y otros esquemas de financiación disponibles, incluida la desinversión en activos no estratégicos. Esta nueva emisión impulsaría el mercado de capitales local al poder convertirse en la más grande en la historia de Colombia.

La transacción se realizaría a través de un contrato interadministrativo entre Ecopetrol y el Ministerio de Hacienda y Crédito Público. Para hacer esta inversión no es necesario realizar una Oferta Pública de Adquisición (OPA) a los accionistas de ISA, en la medida en que la Nación continuaría siendo el beneficiario real de las acciones de ISA y mantendría el control último sobre las mismas.

“Esta adquisición significaría un hito en la historia de Ecopetrol que nos fortalecería en el sector energético y nos permitiría acelerar la transición energética en la que estamos comprometidos. Sería el nacimiento de un conglomerado más fuerte, más resiliente y con mayor capacidad para crecer en la nueva era de la energía limpia”, aseguró Felipe Bayón, presidente de Ecopetrol.

De llegar a un acuerdo entre las partes (Ministerio de Hacienda y Crédito Público y Ecopetrol), el cierre de la transacción estará sujeto a la realización de una debida diligencia detallada, así como a la emisión y colocación de acciones por parte de Ecopetrol, previa obtención de las autorizaciones requeridas.

Para la estructuración y desarrollo de esta operación, Ecopetrol ha contado con el acompañamiento de las bancas de inversión Bancolombia y HSBC.

Portugal es la segunda subestación que se inaugura dentro del plan de expansión Bogotá-Región 2030, que busca fortalecer la infraestructura eléctrica en Bogotá y Cundinamarca. Ubicada en la localidad de Engativá, Portugal provee la energía para la Planta de Tratamiento de Aguas Residuales (PTAR) Salitre, que ayudará a la descontaminación del río Bogotá.

27 de enero de 2021.   Con una inversión de más de $25.000 millones de pesos, Enel-Codensa puso en funcionamiento Portugal, la primera subestación 100% digital de Colombia, que es un hito importante en la modernización e innovación en el sector eléctrico del país, en el marco de la transición energética.

En la subestación Portugal toda la información de procesos y funcionamiento es trasmitida vía fibra óptica. Además, cuenta con tecnología y equipos inteligentes, que le permiten tomar decisiones autónomas y facilitar su operación.

Ubicada en Engativá, la subestación tiene una capacidad de 40 millones de voltamperios (MVA), y será la encargada de proveer la energía para el funcionamiento de la Planta de Tratamiento de Aguas Residuales (PTAR) Salitre, obra clave en la descontaminación del río Bogotá.

Además, atenderá la creciente demanda del occidente de Bogotá, por la Avenida Calle 80 (Autopista Medellín), el cual es un eje principal en el desarrollo de la ciudad y municipios aledaños.

Para Francesco Bertoli, gerente general de Enel-Codensa, “la digitalización es un camino que construimos día a día, para entregar un mejor servicio a nuestros clientes. En la Subestación Portugal, los procesos de adquisición de información en campo, supervisión y control son completamente digitales, generando beneficios adicionales en seguridad, productividad y fiabilidad de la información”.

Entre otras características, Portugal cuenta con una configuración más simple, lo que implica que tenga menores puntos de falla y que se optimicen los procesos de modernización, ampliación y mantenimientos futuros, que implicarán menos interrupciones.

Así mismo, tiene 80% menos uso de cables de cobre (remplazado por fibra óptica), lo que significa menor riesgo eléctrico para los trabajadores. Por último, su construcción se considera más “limpia”, debido a que las obras requeridas disminuyeron.

La Subestación Portugal es la segunda que entra en operación de las más de 30 que se tienen contempladas en el plan de expansión Bogotá-Región 2030, el cual busca fortalecer la infraestructura eléctrica en Bogotá y Cundinamarca, con una inversión en la década de más de 430 millones de eruos.

Durante 2021, Enel-Codensa también avanzará en tres subestaciones más: Terminal, ubicada en la localidad de Fontibón; San José, en la localidad de Los Mártires, y la subestación Calle Primera, que recibió la licencia ambiental recientemente, y cuyo proyecto consiste en trasladar la infraestructura actual, y diseñar, construir y poner en funcionamiento una nueva subestación y su línea de transmisión subterránea, con el fin de asegurar las distancias de seguridad con la Primera Línea del Metro.

“Las redes eléctricas son claves en la transformación que actualmente está teniendo el sector energético en Colombia, con implicaciones en la confiabilidad y seguridad del suministro. Luego de la Covid-19, las personas son cada vez más dependientes de la energía eléctrica. Por ello, los clientes son más exigentes y requieren mayor confiabilidad del servicio”, señaló Bertoli.

Los campos están situados en distintas regiones del reino y producen alrededor de 50 millones de pies cúbicos diarios de gas.

2 de enero de 2021.   Saudi Aramco, la petrolera estatal de Arabia Saudita, anunció al cierre de 2020 el descubrimiento de cuatro nuevos yacimientos de petróleo y gas en distintas regiones del país, según anuncio del ministro de Energía, el príncipe Abdulaziz bin Salmán al Saud.

El alto funcionario precisó a la agencia estatal SPA que uno de los campos de petróleo se encuentra al noroeste de la ciudad de Dhahran. En el pozo número dos se extraen 4.452 barriles de petróleo crudo extraligero por día y 3,2 millones de pies cúbicos de gas natural. El pozo número tres genera 2.745 barriles de crudo del mismo tipo y 3 millones de pies cúbicos de gas diarios, en tanto que el pozo número cuatro, 3.654 barriles de petróleo y 1,6 millones de pies cúbicos de gas.

Asimismo, al suroeste y al sur de Campo Ghawar, el yacimiento más grande del mundo, se hallaron dos pozos de gas no convencional.

En total, esos campos tienen una tasa de producción diaria de alrededor de 50 millones de pies cúbicos de gas. Asimismo, el organismo informó que se encontró petróleo al noroeste de la ciudad de Rafha, donde se obtienen 3.850 barriles por día.

Mientras tanto, Saudi Aramco continúa estimando el tamaño y las tasas de producción de los campos encontrados.

Tomado de RT

La empresa no contaba con combustible suficiente para atender la generación de energía, poniendo en riesgo de racionamiento a una parte de la región Caribe.

2 de enero de 2021. La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) impuso sanción por valor de $877.802.000 a la empresa Prime Termoflores S.A. E.S.P. al no garantizar la generación de seguridad con las instrucciones del Centro Nacional de Despacho (CND) y por no declarar su mejor estimación de la disponibilidad esperada para sus unidades generadoras de energía Flores I y Flores IV en agosto de 2018. 

En el desarrollo de la investigación se pudo establecer que la empresa no atendió las instrucciones por parte del CND para generar energía los días 27, 28 y 29 de agosto de 2018, luego de que declarara que sus dos plantas, Flores I y Flores IV, estaban disponibles, pero no contaban con el combustible suficiente para operar. Esta situación puso en riesgo de racionamiento a una parte de la región Caribe.

 Frente al tema, la superintendente Natasha Avendaño García manifestó que “es obligación de los agentes del Sistema Interconectado Nacional (SIN) atender las solicitudes del Centro Nacional de Despacho y aún más, de los agentes que conforman el grupo de las termoeléctricas. Para el caso de Prime Termoflores, es claro que no acataron las recomendaciones y no reportaron ante el CND su estimación de generación de energía que surte al SIN”. 

La sanción fue ratificada mediante la Resolución 20202400062335 del 18 de diciembre de 2020. La empresa Prime Termoflores puede presentar recurso de reposición en el tiempo establecido.

La última semana de 2020, se giraron cerca de $24.000 millones para cubrir el saldo pendiente de los subsidios correspondientes al primer trimestre del año; más de $452.000 millones para cubrir el tercer trimestre; y $540.600 millones para hacer un pago parcial del cuarto trimestre.

31 de diciembre de 2020.   El Ministerio de Minas y Energía pagó más de $1,01 billones para cubrir los saldos de subsidios de energía eléctrica pendientes a la fecha, tras la emisión de Títulos de Tesorería TES Clase B por parte del Ministerio de Hacienda y Crédito Público.

En total, la última semana dela año se giraron cerca de $24.000 millones para cubrir el saldo pendiente de los subsidios correspondientes al primer trimestre de 2020; más de $452.000 millones para cubrir el tercer trimestre; y $540.600 millones para hacer un pago parcial del cuarto trimestre.

“Con esta gestión, el Ministerio de Minas y Energía cierra el 2020 estando al día en el pago de subsidios de energía eléctrica pendientes hasta el momento, beneficiando a más de 12 millones de hogares en todo el país. De esta manera, seguimos garantizándoles a las empresas los recursos necesarios para su operación y para que los colombianos reciban una adecuada prestación de este servicio”, aseguró el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa Puyo.

Con estos nuevos pagos, el Ministerio completó giros por más de $3,4 billones durante el 2020 para cubrir los saldos de subsidios de energía eléctrica que estaban pendientes desde el segundo trimestre de 2019, beneficiando así a usuarios conectados al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

También se pagaron más de $306.000 millones a compañías que atienden a usuarios de Zonas No Interconectadas (ZNI) para cubrir el déficit de los subsidios de energía que se tenían pendientes y seguir al día en 2020.

Adicionalmente, el Ministerio de Minas y Energía realizó durante el 2020 giros por más de $1,07 billones para cubrir el pago de los subsidios de gas natural por redes que se tenían pendientes de 2019 y los primeros tres trimestres de 2020 y reconocer el aumento del 10% al subsidio que reciben los usuarios de estratos 1 y 2, que se otorgó en el marco de la emergencia por la Covid-19.

En cuanto a GLP por cilindros, se pagaron cerca de $50.000 millones a empresas comercializadoras para cubrir los subsidios de 2020, beneficiando a 269.846 hogares de Caquetá, Nariño, Putumayo, San Andrés, Amazonas y Cauca.

El acuerdo está alineado con las recomendaciones de la Misión de Sabios que lidera la Vicepresidencia de la República y prioriza iniciativas como la construcción de ecosistemas y la transferencia de tecnologías para la gestión del agua, entre otros aspectos. También, se estudiará el aprovechamiento del hidrógeno como combustible limpio.

22 de diciembre de 2020.   Ecopetrol presentó los términos de un convenio marco que acordó con el Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación (Minciencias) que busca la construcción de una Colombia productiva, sostenible y equitativa a través del fortalecimiento del ecosistema científico y tecnológico para la protección y el aprovechamiento del agua, la energía y la biodiversidad.

Los frentes de trabajo fueron priorizados por Ecopetrol en línea con las recomendaciones de la Misión Internacional de Sabios, una iniciativa del Gobierno Nacional liderada por la vicepresidente de la República, Marta Lucía Ramírez y ejecutada por Minciencias en colaboración con el Sistema Nacional de Ciencia, Tecnología e Innovación (SNCTeI).

Dentro de sus objetivos, el convenio incluye la construcción de capacidades de investigación, desarrollo tecnológico e innovación para la transición energética, con foco en la producción y aprovechamiento del hidrógeno como combustible limpio, así como la captura de dióxido de carbono y su conversión a productos valiosos.

“Con este convenio avanzamos en la construcción de una Colombia productiva, sostenible y equitativa a través del fortalecimiento de un ecosistema científico, tecnológico y de innovación con el fomento de las capacidades del país en torno a la sostenibilidad, mitigación del cambio climático y la adaptación a la transición energética”, afirmó la ministra Mabel Torres Torres.

El convenio contempla:

• El cierre de brechas identificadas en capacidades para transferencia de tecnología.
• El fortalecimiento de capacidades de empresas receptoras de tecnología.
• El apalancamiento financiero para procesos de transferencia de tecnología.
• La infraestructura para escalado de procesos de manufactura de tecnologías convergentes.
• El desarrollo socioeconómico basado en tecnología, en regiones de influencia de Ecopetrol.
• La construcción de capacidades tecnológicas para la transición energética.
• La promoción de la convergencia tecnológica.

Los aportes de Ecopetrol a través de este convenio ascenderán a 30 millones de dólares en los próximos tres años.

“Este convenio que presentamos hoy con Minciencias responde a nuestro propósito superior de ser energía que transforma a Colombia y está alineado con nuestro plan de negocios 20-22 en el que la transición energética, la descarbonización y el uso eficiente de la energía y el agua son prioridad para el Grupo Ecopetrol”, dijo Felipe Bayón, presidente de Ecopetrol.

Para la ejecución del convenio se prevé ejecutar un plan de trabajo con tres frentes: i) Construcción de ecosistemas y capacidades para la transición energética, ii) Cierre de brechas para el escalado de procesos de manufactura, y iii) Piloto de transferencia de tecnologías para agua a empresas regionales de Santander, para maquila de equipos y productos y desarrollo de nuevos servicios.

En la última década, la inversión en estudios de investigación y desarrollo tecnológico de Ecopetrol ascendió a US$105 millones. La compañía cuenta con uno de los centros de innovación y tecnología más importantes de Latinoamérica con más de 30.000 m2 dedicados al desarrollo de nuevas tecnologías en petróleo, gas y fuentes alternas de energía.

Ecopetrol tiene una meta de reducción de emisiones de tres millones de toneladas de CO2 al 2023, adicionales a los 6,6 millones de toneladas reducidas entre 2010 y 2019.

De acuerdo con un estudio de la ACP, en el mediano plazo se prevé una demanda de combustibles en aumento, aunque a menor ritmo, y un mercado con mayor competencia entre importadores y distribuidores, y entre energéticos

22 de diciembre de 2020.   Luego de que el consumo de combustibles líquidos disminuyera 20% en 2020, debido principalmente a las medidas de aislamiento social adoptadas para controlar la propagación de la Covid-19, para 2021 se proyecta un crecimiento del 16% en el país, de acuerdo con el más reciente informe económico de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP).

Según el informe Evolución y perspectivas 2020 – 2021 del mercado de combustibles líquidos en Colombia, para el 2021 se esperan crecimientos del 17% en el consumo de gasolinas, 12% en diésel y 50% en jet. Con estas expectativas, la gasolina alcanzaría el 100% del nivel de demanda de 2019, y en diésel y jet se esperarían recuperaciones del 93% y 62%, respectivamente.

El restablecimiento total del consumo de diésel podría darse hacia el 2022, y en el caso del jet, este podría tardar hasta el 2023, debido al alto nivel de incertidumbre sobre los efectos de la Covid-19, como viajes de negocio, recuperación del turismo y aumento del teletrabajo, entre otros.

Dentro de las proyecciones para 2021, se esperan también inversiones de 500 mil millones de pesos por parte de las empresas del sector, de los cuales el 62% será destinado al mejoramiento de estaciones de servicio, el 17% a ampliaciones y mantenimiento de plantas, el 6% para proyectos de transición energética (electrolineras), el 2% para gestión socio-ambiental y el 13% en otras actividades (lubricantes y complementarios).

“Vemos como algo muy positivo el inicio de la recuperación de la demanda y la tendencia que se ve para el próximo año, luego de la fuerte caída sufrida por la pandemia. El consumo de combustibles es un indicador de la recuperación económica; en ese sentido, las perspectivas a partir del 2021 son optimistas no solo para el sector sino para la reactivación del país”, afirmó Francisco José Lloreda Mera, presidente de la ACP.

Con relación a las perspectivas de mediano plazo (2021-2030), las empresas encuestadas para el informe (refinadoras, transportadores y distribuidoras mayoristas), vislumbran en cinco años un sector marcado por la transición energética, la entrada de nuevos importadores y una reorganización en el mercado de distribución, es decir, mayor competencia y cambio de actores. 

En ese sentido, el informe proyecta que la demanda de gasolina y diésel en la próxima década continúe en aumento, pero a menor ritmo (posiblemente al 2% anual vs. crecimientos del 4% en los últimos años), debido principalmente al menor crecimiento económico y también a la influencia que pueda ir ejerciendo la penetración de la movilidad eléctrica y otras tecnologías.

“Las perspectivas a mediano plazo nos indican que el consumo de combustibles seguirá creciendo aunque probablemente no al mismo ritmo. En ese sentido, los grandes desafíos que afrontarán los agentes de la cadena serán mejorar su rentabilidad, la apertura a las importaciones, la oferta de valor a sus clientes y mejorar la calidad de los combustibles en un mercado cada vez más competido, no solo entre agentes sino entre energéticos”, explicó Lloreda Mera. 

Finalmente, en este nuevo escenario, las empresas consideran que la política pública del sector de combustibles de mediano plazo deberá estar orientada a flexibilizar la regulación, garantizar el abastecimiento, viabilizar importaciones de terceros migrando a una liberación gradual de precios, y mejorar la calidad y eficiencia en la prestación del servicio.

Con relación a la alteración del orden público y la toma violenta de campos de producción por parte de algunos miembros de comunidades indígenas en Puerto Gaitán, Meta, la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), emitió un comunicado a la opinión pública.

• de diciembre de 2020.    En el comunicado, la ACPO expresa que:
• En tres meses se han registrado tres tomas violentas a campos de producción en Puerto Gaitán (Meta) por parte de algunos miembros de distintas comunidades indígenas. Las tomas se han hecho en campos de diferentes compañías operadoras del municipio, entre octubre 11 y diciembre 18.
• Rechazamos estos hechos que ponen en grave peligro la vida, integridad y seguridad de las personas en el campo, trabajadores, las comunidades vecinas y habitantes del municipio, las operaciones, e incluso el medio ambiente al poderse presentar alteración e indebida manipulación de los equipos de operación durante la ocupación violenta de las instalaciones.
• Infortunadamente, estas tomas se han presentado a pesar del diálogo y los múltiples espacios de participación con altos funcionarios del Gobierno nacional, las empresas y las comunidades indígenas de Puerto Gaitán, en donde se ha trabajado articuladamente para dar respuesta a las peticiones de estas comunidades, en el marco de los procedimientos establecidos y la normatividad nacional. Es importante precisar que son algunos indígenas quienes han acudido a las vías de hecho alegando incumplimiento de acuerdos.
• Estos ataques minan la confianza y atentan contra los procesos de diálogo alrededor de temas laborales, de inversión social y de compra de bienes y servicios, que se vienen adelantando en este municipio. Además de poner en peligro a trabajadores, la comunidad y a los mismos agresores.
• La industria hace un llamado para que se rechacen unánimemente estas actuaciones, se restaure el orden público, y se establezcan reglas orientadas a facilitar un diálogo con garantías que conduzca a acuerdos razonables, en beneficio de las comunidades y el desarrollo social de Puerto Gaitán.

El exministro Amylkar Acosta analiza la revocatoria por parte del Conejo de Estado de la suspensión de la explotación de gas metano asociado a los matos de carbón en la mina de La Loma, de la multinacional Drummond.

20 de diciembre de 2020.  Habíamos advertido de las nefastas consecuencias que se podían derivar del auto proferido hace un año por la Sección Tercera del Consejo de Estado en respuesta a una demanda por un supuesto desacato por parte de la multinacional Drummond de las medidas cautelares tomadas por la misma corporación suspendiendo las normas concernientes al uso de la técnica del fracking en Colombia.

A raíz de la demanda de nulidad interpuesta contra tales actos administrativos expedidos por parte del Gobierno Nacional entre los años 2013 y 2014, el Consejo de Estado mediante providencia fechada el 8 de noviembre de 2018 decretó dicha suspensión, con lo cual en la práctica conllevaba una moratoria del uso del fracking en todo el territorio nacional.

Así como en todo yacimiento de petróleo éste se encuentra asociado con gas natural, en todo yacimiento de carbón entre sus intersticios se aloja metano asociado a los mantos de carbón (CBM, por sus siglas en inglés).

Colombia, donde el gas escasea y sus reservas a duras penas alcanzan para ocho años, tiene en los yacimientos de carbón un gran potencial de 6,9 terapiés cúbicos, según Arthur D Little Inc (2007), casi el doble de las reservas probadas remanentes, que el país está en mora de aprovechar.

Desde años atrás, Drummond viene autogenerando la energía eléctrica que demanda su operación utilizando ese gas como combustible. Pero intempestivamente, el Consejo de Estado al resolver un incidente de desacato de las medidas cautelares por él dispuestas, alegando que la operación adelantada por la Drummond en el campo de La Loma (Cesar) iba a contrapelo de las mismas, decretó como medida cautelar la suspensión de sus operaciones, aduciendo que a estas les aplicaban “los efectos jurídicos de una técnica suspendida”. Si bien el CBM se puede catalogar como yacimiento no convencional, de ello no se sigue que se tenga que utilizar para extraerlo la “técnica suspendida” del fracking.

Error garrafal del Consejo de Estado al confundir la estimulación hidráulica, que se viene utilizando en el país por espacio de más de 60 años tanto en yacimientos convencionales como no convencionales con la técnica del fracking. Sin embargo, en su fallo, la sección tercera del Consejo de Estado asume, con cierta ligereza, que la estimulación hidráulica y el fracking son una misma cosa.

La técnica del fracking comporta la perforación de pozos horizontales, además de los verticales y, a diferencia de otras técnicas de estimulación, se apela a la estimulación hidráulica multietapa, amén de que sólo es aplicable en aquellos yacimientos no convencionales tipo shale. Esta y sólo esta es la forma cómo puede penetrarse la llamada roca generadora en la cual está atrapado el hidrocarburo para que fluya y pueda ser extraído.

A contrario sensu, como lo afirmó el presidente de Drummond José Miguel Linares en su alegato, “los pozos de gas de mantos de carbón actualmente en operación por Drummond son pozos verticales perforados en una formación geológica no de tipo “shale” y que requieren estimulación hidráulica convencional, una única vez, en pocas etapas, como se hace en pozos convencionales”. Así de claro.

De haber prosperado la tesis que dio lugar a esta medida cautelar, ello habría conllevado a la virtual parálisis de toda la actividad de la industria petrolera en el país, lo cual sería impensable en este momento cuando la dependencia de la economía colombiana con respecto a la misma es protuberante. Ello hubiera sido equivalente a una moratoria total de la actividad petrolera en Colombia con todas sus consecuencias.

Por fortuna, al no encontrar méritos en la acción de nulidad que había dado lugar a la medida cautelar de marras, la sección tercera del Consejo de Estado acaba de revocarla y, en consecuencia, la Drummond podrá reanudar sus actividades en los 15 pozos de Caporo Norte de gas metano en La Loma, a las que se le había puesto el freno de mano.

Aduce la alta corporación en su auto, al referirse a la actividad adelantada por Drummond, que “al decidirse si la medida cautelar fue desacatada no puede considerarse que, porque la resolución y el decreto que regulaban una actividad fueron suspendidas y esa actividad quedó sin regulación, tal actividad quedó prohibida a partir de la medida».

Se explica, además, en dicha providencia que para suspenderla “era necesario que esa actividad quedara expresamente prohibida y además estuviese descrita y delimitada con precisión en la providencia que decretó la medida cautelar». Y este no era el caso.

Por ello advierte, en una clara referencia al desaguisado del auto que se revoca, que «no resulta procedente considerar en el auto en el que se declara el desacato, que en la medida cautelar se prohibieron las actividades de exploración, explotación y producción en yacimientos no convencionales, bajo cualquier modalidad de estimulación (vertical u horizontal), y que los únicos proyectos no afectados por la medida son aquellos en los cuales ya no se esté realizando ninguna labor, como lo entendió el magistrado sustanciador en el auto suplicado». Definitivamente a esa medida cautelar le faltó cautela y sindéresis.

Esta decisión ha sido de buen recibo por parte de la industria petrolera y augura un buen futuro para la recuperación de las reservas de gas del país, en momentos en los que más lo requiere y de paso con ello, contrariamente a lo que piensan y alegan los detractores de esta actividad, se hará una gran contribución para alcanzar la meta, ahora más ambiciosa, de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero para el 2030 en un 51%.