SierraCol Energy comienza a operar campos adquiridos a Occidental

SierraCol se proyecta como uno de los líderes independientes de exploración y producción petrolera de Colombia. En 2021 invertirá alrededor de 120 millones de dólares en sus operaciones en el país.

18 de diciembre de 2020.   La empresa petrolera SierraCol Energy, perteneciente al Grupo Carlyle, asumirá, a partir de la fecha, las operaciones e intereses sobre los activos adquiridos a Occidental en Colombia. Así lo anunció Tony Hayward, presidente Ejecutivo de SierraCol. 

Tal como se anunció el pasado 1º de octubre, Occidental Petroleum Corporation vendió todos sus activos en tierra en Colombia, que en la actualidad aportan una producción, conjuntamente con sus socios, de alrededor de 85.000 barriles de petróleo por día.

SierraCol, que tendrá sus oficinas principales en Bogotá, realizará, en 2021, una inversión de alrededor de US$120 millones en sus activos de exploración y producción, en las cuencas de Llanos, Magdalena Medio y Putumayo. A partir de la fecha se iniciarán los trámites pertinentes para formalizar el cambio de nombre de las entidades que hacen parte de SierraCol.

“Hoy comienza una nueva etapa en las operaciones con los activos adquiridos a Occidental en Colombia. SierraCol es la nueva organización que se apalancará en el talento y las enormes capacidades profesionales del equipo humano para ser exitosa en Colombia, y para proyectar también su crecimiento hacia otros países de Latinoamérica”, afirmó Hayward, y añadió que “el nombre de esta empresa fue inspirado en la geografía de Colombia y su logotipo tiene los colores de la bandera nacional, demostrando así su motivación de continuar siendo protagonista en el sector de la energía en Colombia”.

Al conservar al equipo humano que Occidental tenía en el país, SierraCol seguirá siendo un operador comprometido con Colombia, seguro y confiable, reconocido por su integridad y por trabajar con los más altos estándares de seguridad industrial y de responsabilidad social y ambiental.

Hayward anunció además el nombre del nuevo presidente y CEO de SierraCol: Bernardo Ortiz, quien ha tenido una destacada carrera en altas posiciones durante más de 15 años con Occidental, tanto en Colombia como a nivel internacional.

“Construiremos progreso sobre el éxito y liderazgo que nos deja Occidental como legado”, puntualizó Hayward en una reunión con los empleados, a quienes invitó a conservar las buenas prácticas que hasta hoy los han caracterizado, y a continuar aportando todo su profesionalismo y compromiso para que la historia que comenzará a escribir SierraCol Energy sea excepcional.

Ecopetrol invertirá entre US$3.500 y US$4.000 millones en 2021

El Plan de Inversiones aprobado por la Junta Directiva está orientado a restablecer la senda de crecimiento, aumentar la competitividad, cimentar la transición energética del Grupo Empresarial y profundizar la agenda de sostenibilidad. Cerca del 80% de la inversión se seguirá destinando a proyectos en Colombia y el 20% restante a inversiones en Estados Unidos y Brasil, principalmente.

14 de diciembre de 2020.   Ecopetrol S.A. informó que su Junta Directiva aprobó el plan de inversiones orgánicas para el Grupo Ecopetrol (GE) con un monto estimado entre US$3.500 y US$4.000 millones para el 2021.

A través de un comunicado, la empresa manifestó que “el plan está orientado a restablecer la senda de crecimiento, al tiempo que continúa priorizando las oportunidades generadoras de caja y con mejores precios de equilibrio, con foco en la ejecución de los planes de desarrollo de los activos estratégicos, y en la preservación del valor de los activos mediante inversiones que permiten dar confiabilidad, integridad y continuidad a la cadena de valor del Grupo.”

El plan fue construido con una expectativa de precio Brent promedio de US$45 por barril para el 2021.

El 80% de las inversiones estará enfocado en proyectos en Colombia y el remanente se invertirá principalmente en el desarrollo de proyectos en Estados Unidos y Brasil.

El plan mantiene como objetivo estratégico el crecimiento del segmento de exploración y producción, al cual se destinará el 77% del total de las inversiones, con enfoque en la aceleración de la progresión de recursos y reservas estimados en 3,7 billones de barriles, a través de exploración, perforación y recobro mejorado.

Así, la producción en el 2021 alcanzaría niveles entre 700 y 710 mil barriles de petróleo equivalentes por día (81% petróleo y 19% gas). Las inversiones contempladas en el plan habilitan niveles de producción cercanos a 750 mil barriles en 2023.

En exploratoria, se prevé la perforación de 9 pozos exploratorios, 8 de los cuales estarían ubicados en Colombia en las cuencas de Llanos Orientales, Valle Medio del Magdalena, Valle Inferior del Magdalena y Sinú-San Jacinto, así como la continuación de actividades orientadas a delimitar recursos descubiertos por más de 450 millones de barriles equivalentes.

En materia de yacimientos no convencionales (YNC), se prevén inversiones superiores a US$600 millones para el aumento de las actividades de desarrollo en la cuenca Permian en Texas, Estados Unidos;  y continuar las inversiones para la maduración de las iniciativas asociadas a Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) en la cuenca del Valle Medio del Magdalena.

La inversión en el segmento de refinación seguirá enfocada en el aseguramiento de la confiabilidad y sostenibilidad de la operación de las refinerías de Barrancabermeja y Cartagena, así como a desarrollar los programas de calidad de combustibles y gestión de agua residual, asegurando efluentes cada vez más limpios.

La carga conjunta esperada de las refinerías para 2021 estará entre 340 y 365 mil barriles por día, en línea con la recuperación esperada de la demanda y de los márgenes de refinación. Se mantiene la prioridad de inversión en el proyecto de interconexión de la unidad de crudo original de la refinería de Cartagena con la nueva refinería, al que se le asignarán inversiones por US$48 millones en 2021.

Al segmento de transporte le corresponderá el 7% de la inversión, dirigida principalmente a garantizar la integridad y confiabilidad de la infraestructura, al tiempo que avanza en flexibilidad y eficiencia en la logística para la evacuación de crudos pesados. Estas inversiones también permitirán optimizar los costos futuros de operación gracias a la actualización de equipos y la mejora de su desempeño. Los volúmenes transportados se estiman por encima de un millón de barriles diarios, en línea con las expectativas de producción de crudo del país y la demanda nacional de productos refinados.

Siguiendo la estrategia de transición energética, el Grupo invertirá más de US$150 millones en la agenda de descarbonización donde se destacan proyectos de eficiencia energética, reducción de fugas y venteos y la construcción del Parque Solar Rubiales. Estas inversiones también permitirán avanzar en la meta de incorporación de 400 MW de energías renovables al 2023.

En términos de transformación digital, se destinarán cerca de US$50 millones a la captura de beneficios asociados a tecnologías de inteligencia artificial, blockchain, y bots, entre otros. El Instituto Colombiano del Petróleo realizará inversiones por cerca de US$30 millones principalmente en proyectos de transición energética, materiales avanzados e incremento del factor de recobro.

“El 2020 puso a prueba a la Compañía y ésta mostró su capacidad de resiliencia y adaptación a un entorno adverso y volátil. El plan de inversiones para 2021 busca restablecer la senda de crecimiento de la Compañía, potencializar su competitividad, profundizar en la agenda de sosTECnibilidad y establecer la ruta hacia la transición energética, en línea con nuestros pilares estratégicos de protección de la caja, eficiencia en costos, disciplina de capital y crecimiento rentable y sostenible. Con este plan de inversiones usamos nuestra energía para seguir construyendo un país de todos para todos”, concluyó el presidente de Ecopetrol, Felipe Bayón Pardo.

Los ingenieros de petróleos se manifiestan sobre los pilotos de fracking

La Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet) se manifiesta sobre una carta enviada al presidente Duque por parte de un grupo de congresistas y manifiesta su apoyo a la realización de los pilotos de franckig dentro de los estándares de la ciencia.

Por: CARLOS ALBERTO LEAL NIÑO

7 de diciembre de 2020.   Un grupo de 50 congresistas firmó una carta dirigida al presidente Duque, para solicitarle la suspensión del proceso de contratación para la ejecución de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) y los Contratos Especiales de Proyectos de Investigación en yacimientos no convencionales (YNC), alegando que las decisiones se han tomado en un tiempo desconcertante y no se ha generado un debate riguroso sobre los dos proyectos de ley, que buscan prohibir el fracking en Colombia.

Lo que resulta desconcertante es el desconocimiento por parte de este grupo de congresistas al trabajo que ha realizado de manera consensuada el Gobierno Nacional en los últimos años. El país no está improvisando, luego de un juicioso estudio, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) anunció que Ecopetrol, bajo un ambiente controlado, tendrá a cargo el proyecto piloto Kalé, el cual está ubicado en el Valle Medio del Magdalena (VMM) y contará con una inversión de US$76,7 millones, donde se espera inicie la perforación en el segundo semestre de 2021, una vez surtan los trámites de licenciamiento ambiental.

Igualmente, la petrolera debe contar con las líneas base ambientales, sociales e hídricas, que son el punto de partida para realizar las mediciones de los efectos e impactos que tenga el piloto en la zona, así como la labor de socialización y acompañamiento de la comunidad de la zona de influencia, para garantizar la seguridad en las operaciones de los PPII; por lo que no resulta serio con el país emitir este tipo de comunicaciones de tinte netamente mediático y con intereses políticos.

Además, según la información del Gobierno, las demás compañías que llevarán a cabo los PPII en el VMM son de reconocida experiencia como ExxonMobil, mientras que el otro proyecto se desarrollará en la cuenca Cesar-Ranchería en La Guajira por Drummond. Si estos pilotos se ponen en marcha, se prevé que exista un potencial para ampliar las reservas de petróleo de 6,3 años hasta un rango entre 8 y 22 años, mientras que en gas podrían incrementar de 8,1 años hasta entre 35 y 50 años.

Es por esto que los argumentos de la referida comunicación demuestran un desconocimiento total de la política energética y de la dinámica del sector de hidrocarburos. Esta corta visión se nota en el desconocimiento de la crisis a la que se enfrentaría la economía del país ante una eventual importación de combustibles, o el no entendimiento de las razones por las que se exportan hidrocarburos, con las cuales se generan ingresos a la Nación que representan 3,4% del PIB. 

Pero si por un lado existen estas posiciones obtusas, debemos celebrar la iniciativa de la Comisión Quinta de la Cámara de Representantes, que convocó mesas técnicas en donde todos los interesados presentaron sus argumentos a favor y en contra de este crucial proyecto para el país. En ese sentido, desde la academia y los gremios se ha ofrecido la realización de nuevas sesiones, para ahondar en conceptos técnicos y científicos que expliquen las razones por las que estamos listos para incursionar en este proyecto.  

La iniciativa de la Comisión Quinta debería replicarse por el pleno del órgano legislativo, para que así todos y cada uno de quienes toman las decisiones sobre los YNC, lo hagan con conocimiento de causa y de una manera responsable.
*Presidente de la Junta Directiva de Acipet.

Cambio tecnológico y legitimidad social en la transición energética

Con la publicación de diferentes escenarios de futuro para explorar las implicaciones de la transición energética en Colombia, el nuevo Centro Regional de Estudios de Energía (CREE) inició su trabajo investigativo en el país y presentó las primeras recomendaciones sobre las transformaciones y ajustes a seguir para lograr la transición energética.

4 de diciembre 2020.   Los escenarios identificados por el equipo técnico del CREE, en alianza con Trust -firma especializada en prospectiva-, muestran que las principales fuerzas que determinarán las necesidades de la transición energética en Colombia son: el crecimiento económico y qué tan ambiciosas sean las metas de reducción de emisiones.

De acuerdo con los hallazgos, en un escenario que combine alto crecimiento económico con carbono neutralidad para 2050, se requiere que la economía se electrifique a un ritmo acelerado y aumente ocho veces su capacidad de generación, en donde el 90% de este aumento sea con energías renovables.

Para los hogares, la industria y el comercio, este escenario implicaría electrificar casi la totalidad de sus procesos productivos y cambiar los equipos para hacer el consumo energético más eficiente.

Por su parte, en el transporte habría una necesidad de modernización y electrificación de la flota, al tiempo que se requeriría el uso de hidrógeno y biocombustible avanzados.

Dichos procesos de cambio, advierte el análisis, tendrían implicaciones en materia de precios de la electricidad, que podrían multiplicarse más de cinco veces ante la necesidad de expansión del sistema y cambio de equipos.

En cuanto al futuro de los hidrocarburos, su desarrollo dependerá del nivel y la posibilidad de acceso a nuevas fuentes como los yacimientos no convencionales y costa afuera. Estos proyectos, que a su vez dependerán de los acuerdos que logre el país, así como de los precios internacionales y costos de extracción, determinarán la capacidad que tenga Colombia para cargar sus refinerías y abastecer la demanda de gas con recursos propios.

El análisis advierte que las importaciones de hidrocarburos supondrían una pérdida de recursos fiscales, la necesidad de hacer inversiones en infraestructura de importación y mayores precios a los consumidores finales.

“Colombia forma parte del esfuerzo global de transición, pero para que nuestro aporte sea efectivo, debemos empezar por reconocer nuestras particularidades: emitimos poco y nuestras emisiones no vienen mayoritariamente de nuestra matriz eléctrica como en el resto del mundo, pero somos muy vulnerables al cambio climático. Además, tenemos todavía una deuda social grande, necesitamos mejorar nuestro crecimiento económico y la inversión pública requerida depende todavía de los combustibles fósiles”, señaló́ el director del CREE, Tomás González.

El estudio del CREE también identificó dos factores que serán fundamentales en esta transición. El primero es el cambio tecnológico, que determinará qué tan rápido disminuirán los costos de generación de las energías renovables y de las baterías de almacenamiento, así como la disponibilidad de tecnologías como el hidrógeno o la captura y secuestro de carbono.

El segundo aspecto es la capacidad del país para lograr acuerdos sobre los estándares de los proyectos y de asegurar su legitimidad social, pues sin los acuerdos institucionales requeridos difícilmente podría avanzarse en la ruta de la descarbonización, la sostenibilidad y el crecimiento incluyente.

“Hay diversos escenarios posibles para Colombia, lo importante es tener en cuenta que en ningún caso hay caminos libres de sacrificios y que la ruta de transición que escoja el país debe tener en cuenta las disyuntivas, los requerimientos y la preparación necesaria para lograrla. Debemos abrir la discusión alrededor de estos tres elementos, es la única manera de hacer una transición energética realista, sostenible y costo-efectiva”, puntualizó el director del CREE.

Leves aumentos de la producción de gas y petróleo en octubre

Frente a septiembre de 2020, la producción comercializada de gas natural creció 1,9%, y la de petróleo, 0,28%.

26 de noviembre de 2020.   La producción comercializada de gas en Colombia fue de 1.091 millones de pies cúbicos por día (mpcd) en octubre de 2020, lo que significa un aumento del 1,9% frente a lo registrado en septiembre pasado (1.070 mpcd). En comparación con octubre de 2019 (1.112 mpcpd), la producción de este energético tuvo una disminución del 1,8%.

En octubre se registró un incremento del gas comercializado en los campos Chuchupa y Ballena (Manaure, La Guajira), Clarinete (La Unión, Sucre), Cupiagua (Aguazul, Casanare) y Breva (Sahagún, Córdoba), debido al comportamiento de la demanda de gas durante el mes.

En los primeros diez meses de 2020 la producción promedio de gas comercializado en Colombia registró una disminución del 3,3%, llegando a 1.029 millones de pies cúbicos por día (mpcpd) frente a los 1.065 mpcpd reportados en el mismo periodo de 2019.

En cuanto a la producción de petróleo, en el mes de octubre de 2020 fue de 751.374 barriles promedio día, que representa un aumento del 0,28% frente a los datos reportados en septiembre pasado (749.254 bpd). Con respecto a la producción de octubre de 2019 (882.677 bpd), se presentó una disminución de 14,8%.

El incremento en la producción de petróleo durante octubre se debió, principalmente, al desarrollo, optimización y restablecimiento de la producción de los campos Bacano (Villanueva, Casanare), Chichimene SW y Chichimene (Acacías, Meta) y a la reactivación del campo Akacías (Acacías, Meta).

En lo corrido del año, la producción promedio de petróleo alcanzó 785.526 barriles promedio día, lo que muestra una reducción del 11,4% frente al mismo periodo de 2019, cuando se tuvo una producción de 886.777 barriles día.

Finalmente, en octubre de 2020 se inició la perforación de 5 pozos exploratorios y 19 pozos de desarrollo en Colombia, para un total en lo que va del año de 23 pozos exploratorios y 224 de desarrollo. Además, durante este mes se adquirieron 56,1 kilómetros cuadrados de sísmica para un total de 283 kilómetros de sísmica 2D en lo que va del año.

Fuente: Minminas

Líderes energéticos lanzan propuestas para impulsar el desarrollo del sector

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.

En 2021, el sector de hidrocarburos proyecta inversiones por US$3.400

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.

Sector energético, columna vertebral de la reactivación económica

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.

La ANH firmará 4 nuevos contratos de exploración y producción

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. 

Caída de la demanda de combustibles acelera cierres de refinerías

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

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