Categoría: Industria

El presidente del Grupo Energía Bogotá, Juan Ricardo Ortega, propone aumentar el impuesto al carbono, discutir una Ley de Crecimiento Verde, incentivos a la movilidad sostenible y los vehículos eléctricos.

26 de noviembre de 2020.   Los principales retos y propuestas para el sector energético colombiano fueron expuestos por los presidentes de algunas de las principales compañías del sector, entre ellas el Grupo Energía Bogotá (GEB), Interconexión Eléctrica S.A. (ISA), Celsia, Vanti y Air-E.

En el panel “Los presidentes de la energía en Colombia: hacia la ruta de la sostenibilidad energética”, realizado por Confidencial Colombia, con el apoyo del Grupo Energía Bogotá, los dirigentes destacaron la importancia de trabajar unidos para destrabar varios de los obstáculos que siguen frenando el desarrollo del sector, uno de los principales motores de crecimiento económico.

SI bien reconocieron que con el actual gobierno hay una mayor y mejor interlocución, todavía persisten muchos problemas y tramitología que frenan no solo el desarrollo del sector, sino el progreso de las comunidades y la disminución de la pobreza en Colombia.

En este escenario, Juan Ricardo Ortega, presidente del Grupo Energía Bogotá, destacó la necesidad de avanzar en el proceso de descarbonización. Para ello propuso aumentar los impuestos al carbono, que son muy bajos, un tema que debería discutirse en la Ley de Crecimiento Verde, que Colombia se fije como meta ser carbono neutro para el 2035 y otorgar más incentivos para la movilidad sostenible y para los vehículos eléctricos.

Así mismo, resaltó el interés en desarrollar una apuesta por el hidrógeno verde, al considerarlo fundamental para aprovechar el gran potencial que tienen algunas regiones de Colombia, como la Costa Caribe, y particularmente el departamento de La Guajira, que puede convertirse en un hub energético del país

Por su parte, Bernardo Vargas, presidente de ISA, dijo que se requiere un trabajo más articulado entre las diferentes agencias del Estado, ya que si bien hay muchas iniciativas, ninguna ha funcionado bien porque no confían en las empresas del sector.

“Aquí tenemos titanes que hacen que hacen un gran trabajo, que son respetuosos de las normas, del cuidado del medio ambiente”, dijo Vargas, al señalar que se requiere más confianza en estas compañías por parte de los reguladores, siendo conscientes de los tiempos en el desarrollo de los proyectos, incluido el relacionamiento con las comunidades.

En este sentido coincidió el presidente de Vanti, Rodolfo Anaya, quien señaló que el sector tiene la capacidad de afrontar los retos, pero el Estado es muy complejo, no funciona bien.

“El sector público no es productivo, hay exceso de procedimientos, cualquier trámite es eterno”, dijo Anaya y puso como ejemplo que cuando una compañía seria quiere mover un árbol requiere de muchos permisos, pero mientras tanto otros deforestan la Amazonía a los ojos de todo el mundo.

Ese fue uno de los principales cuestionamientos de los representantes del sector: que a las empresas que hacen las cosas bien, que cuidan el medio ambiente, les ponen toda clase de trabas y mientras tanto los ilegales destruyen los bosques, contaminan los ríos, afectan el aire, y no pasa nada.

Para Ricardo Sierra, presidente de Celsia, si bien la infraestructura ha tenido grandes avances, los retos son enormes. Un ejemplo es la entrada en operación de los proyectos de energías renovables y las redes en las ciudades para la movilidad eléctrica.

“Cargar 120 buses eléctricos en un patio en una noche es todo un reto. Necesitamos hacer un replanteamiento de la infraestructura de carga masiva”, dijo Sierra, quien destacó, además, el último estudio de calidad del aire que reveló que el 97% del planeta tiene mala calidad del aire, lo que implica que se deben hacer mayores esfuerzos en transporte eléctrico y a gas natural.

Por su parte, Felipe Ríos de Air- E, dijo que la compañía trabaja para organizar la casa y mejorar su gestión en los departamentos de la Costa Norte donde opera actualmente. Sin embargo, sostuvo que el principal reto en esta región es el tema social, que es muy complejo. La apuesta de Air-E es acabar la subnormalidad en tres o cuatro años, reducir el nivel de pérdidas del 35% al 23% y llevar el recaudo a niveles del 85%. Para ello se realizarán inversiones por $2,6 billones.

Otras de las propuestas que se resaltaron en el panel fueron:

• El respaldo al fracking en Colombia donde se pueda hacer, aprovechando la seriedad y responsabilidad de las compañías que operan en el país.
• Mirar las oportunidades que se presentan en otros continentes, como el europeo, donde se van a construir 57.000 kilómetros de redes de transmisión eléctrica
• Planificar el desarrollo de redes en otras regiones del país, como los Llanos Orientales, llamado a ser la despensa agrícola de Colombia.
• Impulsar la innovación, el uso de datos y la digitalización en el sector
• En gas natural, que es un combustible de transición, se necesita acelerar su extracción off shore, en el piedemonte llanero y en el Magdalena Medio, porque el tiempo se agota.

El próximo año iniciará la campaña exploratoria costa afuera, con inversiones por más de US$1.900 millones. Además, se tienen compromisos por US$940 millones para las actividades en áreas continentales.

19 de noviembre de 2020.   En la III Cumbre de Petróleo y Gas, el viceministro de Energía, Miguel Lotero, destacó la importancia del sector de hidrocarburos en la reactivación económica de Colombia, con inversiones proyectadas por más de US$3.400 millones para el 2021.

“Seguimos trabajando para que el sector hidrocarburos continúe impulsando la economía del país. Por eso, hemos definido 4 ejes estratégicos: el desarrollo de la exploración y producción costa afuera, promoción de la exploración de yacimientos continentales, tecnologías de recobro mejorado y los Proyectos Piloto de Investigación Integral en Yacimientos No Convencionales en Colombia”, aseguró el Viceministro Miguel Lotero.

Para el próximo año se tiene previsto el inicio de la campaña exploratoria costa afuera, con inversiones previstas por más de US$1.900 millones, y además se tienen compromisos por US$940 millones para las actividades en áreas continentales.

En este punto de costa afuera, el Viceministro de Energía destacó el gran potencial que se tiene en estas cuencas para mejorar la autosuficiencia en hidrocarburos de Colombia, y las oportunidades que brinda para convertir a la Región Caribe en un hub de bienes y servicios petroleros, generar empleo local y aportar a la económica de las ciudades costeras.

Para 2021 también se tiene previsto que inicien las primeras perforaciones de los Proyectos Pilotos de Investigación Integral (PPII), luego de definir durante 2020 la normatividad técnica, ambiental y social, así como el mecanismo contractual.

Los proyectos piloto serán de carácter científico y se desarrollarán con transparencia, de cara a los territorios y con fortalecimiento institucional. En su desarrollo, se estiman inversiones de entre US$400 millones y US$650 millones.

El viceministro Lotero también resaltó las medidas que se han tomado desde el Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) para apoyar a las empresas del sector que se han visto afectadas por la crisis provocada por la Covid-19.

Entre este paquete de medidas están el traslado y aplazamiento de obligaciones en materia de inversión; el alivio temporal otorgado a los operadores e inversionistas para diferir el pago de derechos económicos contractuales e incentivos tributarios, mediante la promoción del Certificado de Reembolso Tributario (CERT) como un mecanismo importante para la atracción del desarrollo de actividades en el sector.

Durante la instalación de la III Cumbre del Petróleo y Gas, «Visiones de una nueva realidad», el viceministro de Energía, Miguel Lotero, manifestó que el sector energético es la columna vertebral de la reactivación y destacó las principales políticas y medidas que se están impulsando desde la cartera.

18 de noviembre de 2020.   El Comité Gremial Petrolero (CGP) inauguró la III Cumbre del Petróleo y Gas, “Visiones de una nueva realidad”, evento virtual que reúne a los principales actores de la industria en Colombia. Durante el acto de instalación, el viceministro de Energía, Miguel Lotero, manifestó que la reactivación económica mundial se está apalancando en el sector energético y Colombia no es la excepción.

En ese sentido, el Viceministro enfatizó en el papel protagónico que juega el sector en el plano económico nacional y resaltó tres objetivos fundamentales para una recuperación sostenible: creación de empleo, crecimiento económico y sostenibilidad energética y resiliencia.

“Estamos comprometidos con Colombia y su reactivación económica. Hoy contamos con 33 proyectos priorizados, que representan cerca de $36 billones de pesos en inversión, y alrededor de 54.000 empleos”, manifestó.

Dentro de los ejes estratégicos en hidrocarburos, Lotero destacó los resultados del PPAA y la expedición de los proyectos offshore, cuyo potencial representa una gran oportunidad para la inversión a largo plazo y en donde indicó que los proyectos representan 1,9 billones de dólares en inversión y generarán cerca de 300 empleos directos.

De igual forma, el viceministro se refirió a los avances en materia de yacimientos no convencionales (YNC), en donde destacó que actualmente se adelanta el proceso de revisión de la resolución técnica y ya se cuenta con toda la regulación social y ambiental definida.

Con respecto a la transformación energética, una de las principales banderas del gobierno del presidente Iván Duque, Lotero señaló que el esquema de política pública del Ministerio de Minas y Energía es un portafolio donde hoy conviven campos petroleros, parques de energías renovables y cultivos generadores de biocombustibles. “Necesitamos de todos estos recursos para nuestra matriz energética, y todos son complementarios e importantes para la reactivación sostenible del país”, puntualizó el viceministro.  

Por su parte, Germán Espinosa, presidente Ejecutivo de Campetrol y representante del Comité Gremial Petrolero, respaldó la gestión del Gobierno Nacional y enfocó su discurso en la necesidad de un cambio de paradigma en el sector de hidrocarburos como condición para garantizar una reactivación sostenible.

Espinosa indicó que “la pandemia nos ha señalado nuevas formas de hacer las cosas, nos ha dibujado nuevos horizontes, y para poder salir de la crisis debemos saber transformarnos, enfocándonos en cómo ser más competitivos como empresas, como sector y como país”.

El representante del CGP destacó el conjunto de posibilidades del EOR, la exploración continental, el aprovechamiento de los YNC y el offshore, las cuales generan potenciales que debe aprovechar la industria, para impulsar la reactivación y mantener la autosuficiencia energética nacional. Además, resaltó que Colombia es hoy un referente internacional en su visión y compromiso con la transición energética.

Finalmente, Espinosa indicó que, de cara al futuro, hacia una industria más incluyente y competitiva, el sector debe avanzar hacia un nuevo modelo de relacionamiento con el territorio, donde se privilegie la solidaridad y el compromiso.

“Debemos reinventarnos, construir nuevas relaciones contractuales y alianzas con libre competencia en contratos locales y regionales. Solo así haremos de Colombia un destino más atractivo para la inversión y le garantizaremos autosuficiencia energética a la ciudadanía”, puntualizó.

Energía, hidrocarburos y geopolítica

En el conversatorio que abrió la jornada de discusión, Daniel Yergin, vicepresidente del IHS Markit, en diálogo con el presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), Francisco Lloreda, se refirió a las revoluciones energéticas y a la geopolítica que están trazando un nuevo orden mundial.

Yergin explicó que de por sí existen visiones muy distintas de la transición energética vista desde los países desarrollados y los países en vía de desarrollo que requieren aumentar la demanda de los combustibles fósiles para combatir la “pobreza energética”.

En ese sentido, indicó que se debe añadir al concepto de la transición energética la palabra “realista”, porque en términos de tiempo, costos, requerimientos, cadena de valor y suministros son muchos los aspectos que deben ser tenidos en cuenta por cada país.
El experto indicó también que el gas natural es y seguirá siendo fundamental para la generación de base y el complemento de las energías renovables no convencionales; es decir, es mucho más que un combustible de transición, es una fuente energética de largo plazo.

Finalmente, con relación a Colombia indicó que el país debe desarrollar sus fuentes de energía, incluyendo la producción de combustibles fósiles de manera responsable y como fuente importante de ingreso. Además, recomendó que la discusión alrededor del fracking no sea emocional sino que analice cómo se ha desarrollado esta tecnología de manera exitosa en varios países.

Surtida la audiencia de contrapropuestas, quedan en firme las ofertas de Parex Resources y CNE Oil & Gas, por las áreas VIM 43, VIM 44, VMM 47 y LLA 134. La firma de contratos será a partir del 30 de noviembre.  

18 de noviembre de 2020.   La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) surtió la audiencia pública de contraofertas del tercer ciclo del Proceso Permanente de Asignación de Áreas (PPAA), con lo cual quedan en firme 4 propuestas por igual número de áreas, por parte de Parex Resources y CNE Oil & Gas, con inversiones estimadas en unos 40 millones de dólares.

Las inversiones contemplan las dos fases del periodo de Exploración: Programa Mínimo Exploratorio y Programa Exploratorio Adicional, así como la participación de un porcentaje de la producción, en favor del gobierno colombiano.  

Las áreas VIM 43, VIM 44, VMM 47 y LLA 134, con potencial en gas y en crudo, fueron ofertadas, luego de haberse recibido solicitud de incorporación y/o manifestación de interés por cinco áreas por parte de las compañías, que tras haber sido evaluadas, resultaron en las 4 áreas validadas.

La ANH llevo a cabo el Procedimiento de Coordinación y Concurrencia Nación – Territorio para las 4 áreas de manera virtual, dadas las restricciones sanitarias actuales, con buenos resultados y de manera ágil y transparente. 

“Los resultados del tercer ciclo del Proceso Permanente de Asignación de Áreas demuestran los avances de la reactivación del sector hidrocarburos en Colombia que hemos impulsado desde el Gobierno Nacional. Este sector seguirá siendo eje de la reactivación sostenible como puerta de entrada a la inversión y la generación de empleo, así como eje fundamental de nuestra autosuficiencia energética”, expresó Diego Mesa Puyo, ministro de Minas y Energía.

“Nos llena de satisfacción haber mantenido la recepción de ofertas en este 2020 y poder concretar inversiones por 40 millones de dólares, en estos 4 bloques. Este fue un proceso lleno de hitos, pero quizás el más relevante es el uso de la tecnología Blockchain, que permite que la entrega de ofertas sea de manera virtual y segura y que seguramente va a marcar los procesos futuros en la nueva normalidad. Hay motivos para celebrar, Colombia seguirá aprovechando la riqueza del subsuelo y asegurando su autosuficiencia energética”, aseguró Armando Zamora, presidente de la ANH.

Dieciséis compañías ya se encuentran habilitadas para el cuarto ciclo del PPAA, la Ronda Colombia 2021, se lanzará en la III Cumbre de Petróleo y Gas. 

En los últimos meses, más de diez plantas han dejado de producir definitivamente. Se estima que entre 2020 y 2021 los cierres definitivos de capacidad de refinamiento lleguen a 1,7 millones de barriles diarios.

16 de noviembre de 2020.   En su informe mensual del mercado de petróleo, la Agencia Internacional de Energía (AIE) advirtió que los cierres definitivos de capacidad de refinamiento esperados para 2020-2021 subieron a cerca de 1,7 millones de barriles por día (bpd), en momentos en que la pandemia de coronavirus golpea la demanda de combustibles.

Solo en los últimos meses las refinerías han anunciado más de diez cierres permanentes de plantas, con la capacidad más alta prevista para el cierre, un millón de bpd, en los Estados Unidos, según la AIE.

En 2019, la capacidad mundial de refinamiento de crudo se situó en 102 millones de bpd, para atender una demanda de productos refinados de 84 millones de bpd. Esto se redujo a 76 millones de bpd en 2020, con un leve incremento a 80 millones de bpd para 2021, dijo la AIE.

Esta semana, Royal Dutch Shell dijo que reducirá a la mitad la capacidad de procesamiento de crudo y eliminará empleos en su refinería de 500.000 bpd Pulau Bukom, en Singapur.

En Europa, Petroineos planea suspender casi la mitad del procesamiento de su refinería de 200.000 bpd en Grangemouth, Escocia, y Gunvor cerrará su refinería de petróleo de 110.000 bpd en Amberes, Bélgica.

El estancamiento de la demanda de combustible, el endurecimiento de las normas ambientales y la competencia en el extranjero han llevado a varias refinerías europeas y estadounidenses a optar por convertir sus plantas para que produzcan biocombustibles.

Tomado de EconoJournal

Academia, organizaciones, asociaciones y corporaciones de la sociedad civil, en sesiones de trabajo autónomo, designaron a los representantes titulares y suplentes que harán parte del Comité Evaluador de los Proyectos Piloto de Investigación Integral. 

12 de noviembre de 2020.  En el marco de la estructuración de las distintas instancias que harán el seguimiento y la evaluación de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), y tras surtirse el proceso de convocatoria de la Comisión Intersectorial de Acompañamiento Técnico y Científico (CIATC) a los Proyectos Piloto de Investigación Integral en Yacimientos No Convencionales, fueron designados los tres miembros restantes del Comité Evaluador de los PPII y los dos invitados permanentes de la CIATC, pertenecientes a la comunidad académica y a la sociedad civil. 

El comité será el encargado de evaluar la información generada, las necesidades de fortalecimiento institucional y los resultados de los PPII, y analizará si en Colombia se cumplen las condiciones que permitan proceder o no con la exploración comercial de este tipo de yacimientos, aplicando la técnica de Fracturamiento Hidráulico con Perforación Horizontal (FH-PH).

La convocatoria permitió elegir a los tres miembros restantes del Comité Evaluador, dos de la academia y uno más de la sociedad civil, quienes se sumarán a los ministros de Ambiente y Desarrollo Sostenible, Salud y Protección Social, Hacienda y Crédito Público, y Minas y Energía, quienes componen el resto del comité.

Miembro de la sociedad civil

La designación del representante de la sociedad civil se adelantó a lo largo de tres momentos:

1. Convocatoria y manifestación de interés, entre el 2 de septiembre y el 5 de octubre de 2020.  Se postularon 14 organizaciones sociales, ambientales, gremiales, sindicales y de rango y alcance nacional y territorial. 

2. Reunión informativa sobre los PPII, el día 8 de octubre de 2020. 

3. Tres sesiones autónomas de designación, una virtual y dos presenciales, en los municipios de El Paso (Cesar) y Puerto Wilches (Santander), los días 14, 24 y 25 de octubre y 7, 8 y 9 de noviembre de 2020. 

En estas sesiones las organizaciones participantes, acompañadas en la facilitación metodológica por el Instituto de Estudios Interculturales de la Universidad Javeriana de Cali, hicieron un intercambio sobre sus visiones y procesos sociales y, de manera autónoma, designaron a los representantes titulares y suplentes que participarán en el Comité Evaluador de los PPII. 

Leonardo Gutiérrez Reyes,designado titular, es ingeniero mecánico de la Universidad Industrial de Santander y administrador de empresas de la Universidad del Rosario. Trabajó en el centro de investigación científica Gaviotas (Vichada) y en la Federación de Cafeteros con proyectos de producción de energías no convencionales. 

Lideró en 2012 la conformación de la Asociación de Pequeños y Medianos Palmicultores de Puerto Wilches, proceso que acompaña en el presente a través de la Asociación Agropecuaria Wilchense de Colombia – ASOPALCENTRAL y es miembro principal de la Junta Directiva Dignidad Agropecuaria Colombiana en representación del sector palmero nacional. 

Sandra del Pilar Otálvarez, designada suplente, es administradora pública de la Escuela Superior de Administración Pública y magister en administración pública de la misma institución. Actualmente cursa estudios de doctorado en formación en diversidad de la Universidad de Manizales. Desde 2013 ha impulsado procesos de comunidades negras, raizales y palenqueras en Gamarra, Aguachica y Tamalameque. A partir de 2018 fue nombrada consultora departamental de comunidades NARP en el Cesar, y ha liderado procesos orientados a la promoción de derechos de comunidades negras, desarrollo comunitario y salvaguarda del territorio desde el enfoque ambiental. 

Miembros e invitados permanentes de la academia

Los miembros de la academia fueron designados por la comunidad académica tras la convocatoria de la Asociación Colombiana de Universidades (ASCUN) para que las universidades colombianas acreditas en alta calidad postularan sus candidatos.

ASCUN adelantó de manera autónoma el proceso de designación de los mismos, teniendo en cuenta parámetros como la trayectoria académica de los postulados en temas de hidrocarburos y/o ambientales. 

Asimismo, se determinó que al menos uno de los designados debía provenir de una universidad acreditada de alta calidad con presencia en la región donde se desarrollarán los PPII y se solicitó que de manera autónoma fueran designados dos representantes que formaran parte de la Comisión Intersectorial como invitados permanentes, así como a sus respectivos suplentes.

Titular: Miguel Barrios, ingeniero forestal y profesor de la Universidad del Tolima, con doctorado en planificación y manejo ambiental de cuencas hidrográficas.

Suplente: Luis Carlos Gutiérrez, licenciado en Biología y Química y magister en Biología. Docente Titular de la Universidad del Atlántico.
Titular: Cesar Barranza, ingeniero mecánico y profesor de la Universidad de la Sabana. Magíster en Ingeniería Mecánica y PhD. en filosofía. Forma parte del grupo de Investigación en Energía, Materiales y Ambiente,

Suplente: Giovanna Garzón, administradora Ambiental y docente de la Universidad Santo Tomás, con Magíster en Tecnología Limpias.

La ACP llama la atención sobre la importancia que tiene para el país apoyar el desarrollo de nuevos proyectos que traerían inversión, empleos y reactivarían la economía del país.

3 de noviembre de 2020.   La Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) manifestó que es respetuosa del pronunciamiento de la Procuraduría General de la Nación con relación a la técnica del fracking y su uso en Colombia.

No obstante, el gremio llama la atención sobre la importancia que tiene para el país en la actual coyuntura apoyar el desarrollo de nuevos proyectos que traerían inversión, empleos y reactivarían la economía; e identificar cómo es posible avanzar en ellos de manera responsable y sostenible.

Con relación específica al concepto que rindió la Procuraduría delegada ante el Consejo de Estado, en el marco de la Acción de Nulidad Simple que se adelanta en la Sección Tercera frente al Decreto 3004 de 2013 y la Resolución No 90341 de 2014, “es importante señalar que este pronunciamiento se refiere únicamente a la solicitud de nulidad de las normas que conforman el reglamento técnico y no a la técnica del fracking”, señala el gremio.

Asimismo, aclara que, si bien, lo único que está en estudio por parte del Consejo de Estado es la legalidad de los actos administrativos demandados, a través de este concepto se está haciendo un análisis sobre al alcance de los mismos. “Es decir, las razones presentadas por el ente de control no deberían ser los argumentos que deben exponerse en el proceso en curso ante el Consejo de Estado.”

La ACP considera también que en los argumentos planteados se cita de manera equivocada el principio de precaución y el principio de desarrollo sostenible, al confundir impactos con riesgos y desconocer que lo relevante en este tipo de proyectos es el alcance del principio de prevención, que permite el manejo de los impactos a través de lo dispuesto en las licencias ambientales.

“La industria del petróleo y gas ha sido aliada del desarrollo nacional y ha actuado en el marco de lo dispuesto por las licencias ambientales en sus proyectos, de manera que los impactos existentes puedan prevenirse, mitigarse o compensarse. Este principio es el que ha regido al sector y otros sectores económicos que hoy más que nunca son clave para la generación de ingresos y reactivación económica y social del país”, dijo Francisco José Lloreda Mera, presidente de la ACP.

En cuanto a las pruebas que tuvo en cuenta la Procuraduría para el concepto emitido, el gremio resalta que en estas se desconoce la contradicción de los dos dictámenes rendidos por la Universidad Nacional, uno de los cuáles señala que no existe evidencia científica de daños ambientales irreversibles al usar esta técnica. Tampoco señala que la Comisión de Expertos fue clara al mencionar que la regulación demandada, que cubre solo los aspectos técnicos del uso del frackingen el país, resulta completa y pertinente, y se complementa con las otras regulaciones de índole ambiental y social.

Finalmente, señala que el concepto de la Procuraduría no menciona la relevancia de los Proyectos Piloto Integrales de Investigación (PPII), los cuales el mismo Consejo de Estado ha señalado son de gran importancia para obtener información y mayor claridad frente al uso de la técnica del fracking en Colombia.

“Lo importante en este momento es proceder con los Proyectos Piloto de Investigación, para obtener información técnica, ambiental y social, que permita avanzar en la toma de decisiones basadas en información científica y verídica sobre la implementación de está técnica en Colombia y la viabilidad de desarrollar los yacimientos no convencionales para Colombia, unos recursos que podrían ser de gran importancia en la reactivación económica para el país y las regiones”, puntualizó el presidente Ejecutivo de la ACP.

Las ofertas iniciales, para las actividades de exploración, suman aproximadamente 40 millones de dólares.

1 de noviembre de 2020.   Las canadienses Canacol Energy Ltd y Parex Resources presentaron propuestas válidas por cuatro áreas, en el tercer ciclo de adjudicación del Proceso Permanente de Asignación de Áreas (PPAA).

Las áreas VIM 43, VIM 44, VMM 47 y LLA 134 están ubicadas en las cuencas del Valle Inferior del Magdalena, Valle Medio del Magdalena y Llanos. Las inversiones inicialmente propuestas para el desarrollo de los programas exploratorios tienen un valor aproximado de 40 millones de dólares.

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) señaló que el Tercer Ciclo contempla la recepción de contraofertas el próximo 17 de noviembre, para lo cual 14 empresas más están habilitadas. En caso de no recibirse contraofertas, la asignación de áreas se hará el 30 de noviembre. Las áreas que sean objeto de contraofertas, se adjudicarán el 14 de diciembre.

«La reactivación del sector de hidrocarburos en Colombia es una realidad. Este Gobierno se la ha jugado de manera decidida a través del Proceso Permanente de Asignación de Áreas, con el que lograremos la firma de 30 contratos de exploración y producción al finalizar el año, incluyendo seis contratos Costa Afuera con empresas de primer orden mundial, después de más de cinco años sin firmar nuevos contratos. Esperamos, con el tercer y cuarto ciclo del proceso, continuar con esta senda de reactivación para un sector que es uno de los ejes de la reactivación económica sostenible del país y que aporta al progreso y desarrollo de las regiones de Colombia», afirmó el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa Puyo.

“Agradecemos a las empresas participantes por su voto de confianza en Colombia y por seguir apostándole al país. Hoy realizamos una prueba piloto de tecnología Blockchain, que permite llevar a cabo el proceso de manera remota, garantizando seguridad y transparencia. Invitamos a las 16 compañías habilitadas a presentar contraofertas el 17 de noviembre”, concluyó Armando Zamora Reyes, presidente de la ANH.

Los resultados del tercer trimestre reflejan la rápida respuesta a la crisis que tuvo Ecopetrol y una recuperación gradual de la actividad.

28 de octubre de 2020.   Con base en la experiencia de las medidas de choque frente a la crisis de precios de 2014, que le sirvieron para enfrentar el doble choque al que se enfrentó la industria petrolera a comienzos de 2020, Ecopetrol revirtió la tendencia bajista de las utilidades, las cuales pasaron de $25 mil millones en el segundo trimestre de 2020 a $855 mil millones en el tercer trimestre, aunque aún están muy por debajo de los $3 billones de utilidades obtenidas en el tercer trimestre de 2019.

En el informe a la Superintendencia Financiera, la empresa manifiesta que “los resultados operativos y financieros del tercer trimestre del año reflejan un mejor entorno de precios, la paulatina reactivación de la cadena integrada de valor del Grupo Ecopetrol, y el efecto progresivo de las medidas de ajuste tomadas durante el primer semestre del año.”

Además, en el período, el Grupo Ecopetrol obtuvo un EBITDA de $5,3 billones, equivalente a un margen de 43%, el más alto registrado en el año y comparable con los reportados en 2019.

“Un mejor balance de oferta y demanda a nivel mundial permitió una importante recuperación en el precio promedio del Brent, el cual subió 30% entre el segundo y el tercer trimestre del año, pasando de 33 a 43 dólares por barril. Este contexto permitió una fuerte mejora en precios y mayores volúmenes de ventas de crudo y combustibles asociados al restablecimiento de la demanda nacional tras el levantamiento de las medidas de aislamiento social, y el mayor consumo de combustibles como resultado de la progresiva recuperación de la actividad económica”, sostiene el informe.

De hecho, los planes de ajuste ejecutados por la empresa desde 2014 le han permitido lograr un punto de equilibrio (breakeven de caja) menor a los 30 dólares por barril, frente a una cotización en promedio de 40 dólares del Brent.

En ese sentido, el presidente de Ecopetrol Felipe Bayón dijo que las inversiones en el off shore del Caribe colombiano seguirán adelante, lo mismo que las inversiones en el Permian en los Estados Unidos, donde iniciaron actividades en noviembre de 2019 y ya tienen una producción de 18.000 barriles diarios con 22 pozos perforados, con costos entre 7 y 10 dólares por barril.

En lo que respecta a producción, Ecopetrol alcanzó un promedio acumulado a septiembre de 697.7000 barriles de petróleo equivalentes por día (bped), de los cuales la producción de gas natural  representó un 20%, impulsada durante el tercer trimestre por la recuperación paulatina de la demanda de gas de las plantas de generación térmica y del sector industrial, y la reactivación de la producción de crudo ante un mejor escenario de precios.

En relación con el gas natural, el Grupo Ecopetrol reportó un margen EBITDA del 55% y aportó el 34% del EBITDA del segmento de Upstream, con datos acumulados a septiembre del 2020.

En cuanto a inversiones en gas, Bayón señaló que en los próximos años Ecopetrol y su filial Hocol invertirán entre 780 y 800 millones de dólares, principalmente en el piedemonte casanareño y el Magdalena medio.

En le off shore, Hocol realizará una perforación de delimitación en el área del Golfo de Morrosqulilo antes de 2021 y otra en el pozo Orca, frente a La Guajira, en 2022, para obtener más información sobre el potencial de reservas de gas en esas dos áreas.

El gremio pide un rebalanceo de las relaciones y condiciones contractuales entre compañías E&P y  B&S para salvar al sector petrolero colombiano.

26 de octubre de 2020.   “La brecha ya existente entre empresas de Exploración y Producción (E&P) y de Bienes y Servicios (B&S) se ha ampliado en los últimos años y amenaza con profundizarse de cara a la crisis de 2020 por la pandemia de la Covid-19. Como consecuencia, la sostenibilidad del segmento de B&S petroleros se encuentra en riesgo.”

Asó lo señaló Germán Espinosa, presidente Ejecutivo de la Cámara Colombiana de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol), en el reciente estudio de Dimensión Energética, que analiza los resultados de las empresas de oil & gas que están entre las primeras mil más grandes del país, de acuerdo con los datos de la Superintendencia de Sociedades para 2019.

Efectivamente, en cuanto a utilidades, se ve una mayor disparidad entre ambos segmentos con ganancias de las empresas de E&P 40 veces superiores a las empresas de B&S, mientras que los ingresos tan solo son 10 veces superiores.

Por otro lado, al comparar el índice de utilidades, se puede observar un comportamiento contrario entre ambos segmentos en 2016. En efecto, mientras que las compañías de E&P generaban ganancias nuevamente, las de B&S registraron las mayores pérdidas observadas.

En este sentido, Espinosa agregó que “para garantizar la seguridad energética y el desarrollo regional sostenible, es indispensable construir una relación “gana-gana” entre operadoras y compañías de bienes y servicios, lo que implica la construcción de un modelo contractual de largo plazo. Pues cabe recordar que, la sostenibilidad del sector de hidrocarburos pasa necesariamente por la ‘viabilidad’ del segmento de B&S. De manera que, si el segmento de B&S no es viable, el sector de hidrocarburos tampoco lo es.

“Desde Campetrol esperamos que la crisis de 2020, y la senda de reactivación en 2021, sea la oportunidad para cambiar el paradigma, y que ello conlleve a un rebalanceo de las relaciones y condiciones contractuales. Los segmentos de E&P y de B&S debemos afrontar esta crisis trabajando unidos en pro de una industria más competitiva y eficiente, tanto para la fase de reactivación, como para lo que se viene en la post-pandemia.”

Y es que como los señala el estudio, luego de la crisis de precios de 2014, mientras las condiciones del mercado han venido evolucionando de manera favorable en los últimos cuatro años, los resultados de utilidades de las empresas de B&S, que ya venían siendo negativos en 2016, no lograron recuperarse en 2018 ni en 2019, a pesar de tener un gran volumen de actividad; contrario al desempeño de las empresas de E&P, que mejoró constantemente en los últimos cuatro años, registrando grandes ganancias en 2018 y en 2019 superaron los niveles previos a la crisis. Por el contrario, los resultados en utilidades de las empresas de B&S no han logrado consolidar una recuperación y continúan sin alcanzar los niveles de utilidades previos a la crisis de 2014.

Parte de esta situación se explica por el incremento de las obligaciones de las empresas de B&S asociadas a responsabilidades adicionales, tanto sociales como ambientales, que resultaron del cambio en la estructura de costos de las compañías de E&P para paliar los efectos de las crisis de precios del petróleo de 2014.

“Causa gran preocupación la salud del segmento de B&S. Lo anterior debido a que estas empresas aún no terminaban de recuperarse de la crisis de 2014 y, mucho menos, realizar un debido fortalecimiento financiero, cuando se presentó una nueva crisis, con agravantes en términos de cese en las actividades por cuenta de la pandemia”, dice Espinosa y agrega:

“De esta manera, sin los principios de corresponsabilidad y proporcionalidad en las operaciones, los parámetros contractuales para las empresas de B&S son, hoy por hoy, de alta incertidumbre en temas ambientales, sociales y de responsabilidad operativa en general, poniendo en riesgo la sostenibilidad de largo plazo del negocio.”

El dirigente gremial concluyó que “solo mediante un cambio de enfoque en la relación contractual con las empresas de E&P, el segmento de B&S petroleros será sostenible en Colombia. Sin ello, no podremos llevar a la acción planes integrales que generen desarrollo regional sostenible e impactos reales en los municipios productores, y seguiremos luchando a diario con la conflictividad social en nuestras operaciones.”