La reforma, aprobada por el Congreso de la República, fortalece la descentralización de las entidades territoriales. Se pasará de tener 1.152 Órganos Colegiados de Administración y Decisión a solo ocho. El 70% del total de las regalías será asignado sin necesidad de pasar por los OCAD.

11 de septiembre de 2020.   Con la ley que reglamenta la Reforma al Sistema General de Regalías, aprobada por el Congreso de la República, los municipios y departamentos del país tendrán más de $15,7 billones disponibles para inversión social directa, en el periodo 2020-2021.

Esta cifra incluye asignaciones directas para las regiones productoras, las cuales se estiman en más de $3,8 billones, la asignación local que recibirán los municipios con mayores necesidades básicas insatisfechas por cerca de $2 billones, recursos para la Inversión Regional por más de $5,2 billones y saldos no comprometidos de vigencias anteriores, priorizando inversiones en vías terciarias, electrificación rural, sector agropecuario, conectividad, agua potable y saneamiento básico. Con corte a agosto, los saldos suman cerca de $4,7 billones.

“Con esta reforma, los municipios y departamentos contarán con una cifra histórica de regalías para inversión social, con mayor autonomía en sus territorios: más de $15,7 billones, el monto más alto de los últimos años destinado a obras para el cierre de brechas y la reactivación sostenible en las regiones. Habrá más recursos para las regiones productoras de minerales e hidrocarburos, para los municipios más pobres; y por primera vez se destinarán regalías para la protección del medio ambiente con un 5% para la conservación de áreas estratégicas y la lucha contra la deforestación”, destacó el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa.

La cifra de los $15,7 billones es comparable con lo que se requiere para construir 150 megacolegios, energizar a 100 mil familias, pavimentar 9.700 kilómetros de vías de un carril, construir 300 centros de salud de primer nivel y edificar 5.000 viviendas de interés social.

Por su parte, el director del Departamento Nacional de Planeación, Luis Alberto Rodríguez, aseguró que con la aprobación del proyecto se saldan deudas de años: la primera, más descentralización y autonomía al territorio al pasar de 1.152 a 8 órganos colegiados de administración y decisión (OCAD); la segunda, más recursos para las zonas productoras que pasaron del 11 % al 25 %; y la tercera, la participación con voz y voto de los diferentes grupos étnicos en los diversos escenarios de decisión del sistema.

Y agregó que “a lo anterior se suman tres asuntos trascendentales: por primera vez se destinarán recursos de regalías para la protección y fortalecimiento ambiental; el incremento para los sectores de ciencia, tecnología e innovación y para la paz; y las mejoras que implementamos para ejercer la vigilancia de los recursos de manera más coordinada entre el DNP y los entes de control”.

Más regalías para las regiones

Con la reforma al Sistema General de Regalías, el gobierno de Iván Duque cumple su promesa de llevar más regalías para las regiones productoras que le apuestan a la producción de minerales e hidrocarburos. Las asignaciones directas para estas regiones se duplican, al pasar del 11% al 25%. Se estima que para el próximo bienio serán cercanas a los $4 billones.

Los departamentos con mayores asignaciones son Meta, que pasa de recibir más de

$650.000 millones de pesos en el bienio 2019-2020 a más de $1 billón para el bienio 2021-2022. Le sigue Casanare, que pasa de cerca de $300.000 millones a más de $670.000 millones; y Cesar, de más de $230.000 a más de $475.000 millones.

La reforma también promueve la equidad con más recursos para los municipios más pobres. Más de 1.000 municipios con mayores necesidades básicas insatisfechas serán beneficiados con asignaciones que pasan del 10,7% al 15%.

Se mantiene la inversión del 34% para proyectos de impacto regional con criterios de población, pobreza y desempleo.

La reforma establece un periodo de transición para que en 2021 los departamentos puedan agilizar las inversiones, viabilizando, priorizando y aprobando directamente los recursos de la asignación para la Inversión Regional. Para ello, se deberán realizar ejercicios de planeación, liderados por los gobernadores y los alcaldes, que faciliten la participación de diferentes actores regionales y locales.

Se asignan regalías para el medio ambiente

Permitirán financiar proyectos relacionados con la conservación de áreas ambientales estratégicas y la lucha nacional contra la deforestación. Se destinará un 5%.

De otra parte, se deberá destinar un porcentaje no inferior al 5% de las asignaciones directas destinado a infraestructura educativa o a proyectos para mejorar la cobertura, permanencia y calidad de la Educación Superior pública. Los recursos de Ciencia, Tecnología e Innovación aumentan del 9,5% al 10%.

Asimismo, se mantienen los recursos para la paz. La reforma acelera la destinación de un 7% el presupuesto de regalías para la implementación de una paz con legalidad.

Además, por primera vez, serán beneficiarios directos los pueblos indígenas, comunidades negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras, y el pueblo Rom o Gitano de un porcentaje de la asignación para la inversión local. Los proyectos serán priorizados y aprobados de forma autónoma en Instancias de Decisión conformadas por ellos mismos.

Más agilidad y eficiencia

La reforma fortalece la descentralización y autonomía de las entidades territoriales para que los recursos de las regalías se traduzcan en obras y beneficios para las comunidades. De este modo, se pasará de tener 1.152 Órganos Colegiados de Administración y Decisión a solo 8, y del total de recursos de las regalías, el 70% tendrá asignación sin necesidad de pasar por los OCAD.

Con el propósito de determinar la adecuada o inadecuada gestión de los recursos del Sistema se realizarán mediciones de desempeño. Como consecuencia de lo anterior, se

activarán mecanismos de seguimiento, acompañamiento y protección de los recursos para los municipios y departamentos que se ubiquen en rangos críticos de gestión.

Hay acciones adelantadas por las empresas, el Gobierno e iniciativas de profesionales vinculados al sector para cerrar la brecha de género en la industria.

11 de septiembre de 2020.    La Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) presentó el informe económico ‘Retos y oportunidades para la promoción de la equidad de género en el sector de hidrocarburos en Colombia’, que por primera vez analiza laparticipación de la mujer en el sector, durante los años 2018 y 2019, y presenta recomendaciones sobre acciones que deben promoverse para cerrar las brechas de género en la industria.

El estudio evidencia que de cada cuatro empleados del sector en el país, una es mujer, participación comparable con el promedio internacional. Asimismo, refleja que la representación femenina en el downstream (segmento de distribución de combustibles líquidos y lubricantes) es 10 puntos superior a la registrada en las actividades de exploración, producción, transporte y refinación de petróleo y gas.

“Una posible explicación podría estar en que las actividades de comercialización tienden a requerir mayor cantidad de perfiles administrativos, roles en los cuales hay mayor participación femenina que en los perfiles operacionales”, señala el informe.

Asimismo, dentro de las barreras estarían también sesgos culturales, el balance de turnos en campo y familia, labores propias de esta actividad, y las brechas de género evidentes en la educación superior colombiana en áreas de ciencia, tecnología, ingeniería y matemáticas (STEM, por sus siglas en inglés).

El informe también evidencia que las mujeres tienen menor participación en los cargos gerenciales, pues mientras en cargos de menor responsabilidad e iniciando la carrera profesional, las mujeres representan el 35% de la fuerza laboral empleada, esta participación decrece a mayor nivel de responsabilidad, llegando a ser menos del 20% en los niveles directivos de las empresas del sector.

Frente a este panorama, el informe recopila algunas de las acciones que vienen implementando las empresas con el fin de ir cerrando la brecha de género. Principalmente, las compañías vienen trabajando en: la construcción de políticas y de una cultura empresarial pro diversidad y equidad de género, la implementación de programas como el Sello de Equidad Laboral Equipares impulsado por el Gobierno Nacional y el Ranking Par de Aequales, la ejecución de programas de prevención de la violencia de género para promover un ambiente seguro y el interés de las mujeres en la industria, y la fijación de metas de participación de la mujer en cargos directivos.

“Si bien el camino por recorrer es largo, hay avances importantes en acciones adelantadas por las empresas, el Gobierno e iniciativas de profesionales vinculados al sector, para cerrar la brecha de género en la industria. Esta es una discusión importante para el país, en medio de temas como la transición energética y reactivación económica pospandemia, entre otros retos que nos obligan a generar acciones y respuestas en línea con el rol estratégico que tiene el sector para el desarrollo económico y social de Colombia y las regiones donde opera”, dijo Francisco José Lloreda Mera, presidente Ejecutivo de la ACP.

Foro Equidad de Género

El informe fue presentado en el marco del Foro ACP Equidad de Género: una conversación necesaria para la industria del petróleo y gas. El evento generó discusiones alrededor de la política pública de equidad de género en el país, los lineamientos para el sector de hidrocarburos, los beneficios de la equidad de género para el crecimiento económico de los países y la productividad de las empresas, entre otros.

En el evento participaron, como representantes del Gobierno, el ministro del Trabajo, Ángel Custodio Cabrera, y el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa. Asimismo, participaron representantes de las empresas del sector, expertos en equidad de género y líderes de opinión, quienes contribuyeron a la discusión y las reflexiones sobre cuál es la situación de la industria en materia de equidad de género y cuál sería la hoja de ruta para avanzar en el cierre de brechas.

Si bien las contribuciones tienen como fin recuperar los costos del servicio de regulación que prestan la comisión y el de control y vigilancia de la Superintendencia, se han identificado observaciones sobre su constitucionalidad y, en consecuencia, sobre el pago de las contribuciones.

Por:HEMBERTH SUÁREZ LOZANO*

10 de septiembre de 2020.   A partir del 2020 las contribuciones a favor de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD), la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) y el Fondo Empresarial serán liquidadas con la nueva base gravable fijada por la Ley 1955 de 2019, Ley del Plan Nacional de Desarrollo.

Así mismo, se autorizó el cobro de una contribución adicional a favor del fondo empresarial de la SSPD durante el periodo comprendido entre enero de 2020 a diciembre de 2022. Con lo cual, a partir de este año son dos los pagos que deben realizarse por concepto de contribuciones.

Si bien estas contribuciones tienen como fin recuperar los costos del servicio de regulación que prestan las comisiones y el de control y vigilancia en que incurre la Superintendencia, se han identificado algunas observaciones sobre su constitucionalidad y, en consecuencia, sobre el pago de las liquidaciones de las contribuciones.

No es cosa que sorprenda el pago de una contribución, lo que viene centrando la atención es que ahora se cambió la base gravable para liquidar la contribución y se incluyeron como sujetos pasivos los agentes en la cadena de la gasolina, el diésel y a los prestadores del servicio alumbrado público. Lo cual se suma a los sujetos pasivos que estaban definidos como son las empresas prestadoras de servicios de energía eléctrica, GLP y gas natural.

Dentro de los argumentos que se han identificado para restarle efectos al cobro de la contribución se encuentran argumentos jurídicos, constitucionales, tributarios y, para cada sector, argumentos regulatorios dado que todos los eslabones de la cadena en la prestación de un servicio público son diferentes y se regulan aplicando condiciones propias de cada actividad. De manera que se han construido un portafolio de argumentos contra el cobro de las dos contribuciones.

Dentro de los argumentos que se siguen analizando sobre la legalidad de este nuevo cobro se encuentran aspectos como el desconocimiento del principio de legalidad, proporcionalidad, el de eficiencia, el de unidad de materia y el del principio tributario de reserva de Ley, ente otros más que tiene un tinte regulatorio según el servicio de cada empresa. Todo lo anterior con un fin, y es que se ajusten los valores cobrados y en otros casos se revoquen en su totalidad.

Frente a lo anterior surge la pregunta de qué están haciendo las empresas prestadoras de servicios y que son sujetos pasivos del pago. La respuesta es que algunas están pagando, otras celebrando acuerdos de pago y, la gran mayoría, ejerciendo el derecho de presentar recursos de reposición y de apelación contra esos cobros.

Conviene mencionar que los artículos de la ley del Plan Nacional de Desarrollo están demandados ante la Corte Constitucional, pero es incierto si los argumentos prosperan o no.

En tal sentido, y dado que cada liquidación de la contribución se refleja en un acto administrativo, estos actos están cobijados con el principio de legalidad y son obligatorios salvo que sean modificados mediante los recursos.  

Para finalizar, algunas voces autorizadas afirman que ambas contribuciones en la forma como fueron estructuradas afectan de manera grave la viabilidad financiera de las empresas de servicios públicos. Y, en ese sentido, puede llegar afectar la viabilidad financiera de los agentes en la cadena de la gasolina, el diésel y a los prestadores del servicio alumbrado público.

*Socio fundador de OGE Legal Services

La norma fue demandada porque supuestamente fue emitida desconociendo el principio de precaución y contrariando el derecho a la consulta previa.

5 de septiembre de 2020.   El Consejo de Estado negó la solicitud de suspensión provisional de la norma que establece parámetros para adelantar proyectos piloto de exploración y explotación de hidrocarburos no convencionales mediante fracturamiento hidráulico, la comúnmente denominada práctica del ‘fracking’ (Decreto 328 de 28 de febrero de 2020).

La norma fue demandada porque supuestamente fue emitida desconociendo el principio de precaución y contrariando el derecho a la consulta previa, que protege la integridad cultural de las comunidades étnicas. Bajo los mismos argumentos, los accionantes solicitaron la suspensión provisional de la disposición.

El Consejo de Estado negó la solicitud de suspensión del acto demandado. Frente al principio de precaución, sostuvo que no se hace evidente, a partir de los elementos con los que se cuenta en esta etapa procesal, una oposición directa entre el acto acusado y las normas superiores invocadas.

Adicionalmente, en relación con la supuesta vulneración del derecho a la consulta previa de las comunidades del Valle Medio del Magdalena, se advirtió que no es posible concluir, en esta instancia procesal, que se esté desconociendo el derecho fundamental que tienen los pueblos indígenas, raizales y tribales a ser consultados previo al desarrollo de este tipo de iniciativas.

El alto tribunal aclaró que será en el curso del proceso que se determinará si el anterior cargo procede para enervar la legalidad del decreto.

El Consejo de Estado declaró la nulidad de la norma que permitía la exploración y prospección de aguas subterráneas, sin tener que tramitar permisos ante autoridades ambientales.

28 de agosto de 2020.   La disposición que eliminaba el permiso fue adoptada como uno de los elementos regulatorios del sector de medio ambiente y desarrollo sostenible para la prestación del servicio de acueducto, durante la emergencia sanitaria producida por el coronavirus.

La decisión tiene efectos retroactivos (ex tunc), lo que implica que los proyectos acuíferos que fueron avalados sin contar con la autorización que, por regla general deben otorgar las autoridades ambientales, deben ser suspendidos inmediatamente hasta que se surta el trámite que la ley prevé para obtener el permiso.

La norma eximía de esta obligación a quienes adelantaran este tipo de proyectos, siempre y cuando se contara con informes geoeléctricos, que contienen información relacionada con las propiedades físicas de la corteza de la tierra, tales como su densidad, su campo magnético, su conductividad eléctrica y su velocidad de transmisión de ondas elásticas, entre otras.

A juicio del Consejo de Estado, sustituir el permiso de las autoridades ambientales por estos estudios viola el derecho fundamental a un ambiente sano y limita los deberes de vigilancia del Estado frente a la vigilancia y control que este está obligado a efectuar sobre el uso de los recursos naturales, que debe efectuarse de manera planificada, a fin de mantener bajo control los factores que causan deterioro ambiental.

Para la alta corte, los informes geocéntricos no reúnen las exigencias científicas que se exigen legalmente en épocas de normalidad.

“(…) No contienen información alguna relacionada con la ubicación, extensión, propiedad, posesión o tenencia del predio a perforar, la existencia y representación legal de la empresa perforadora, personería jurídica e identificación del interesado, los equipos a usarse, sistemas de perforación, planes de trabajo, otros aprovechamientos de aguas subterráneas en el área”, dice el fallo, en el que se indica que si bien el Presidente de la República goza de facultades extraordinarias en estados de excepción como esta, no puede desconocer derechos fundamentales ni compromisos internacional y constitucionalmente protegidos.

Tarifas para las prestadoras del servicio de acueducto

Además, se declaró la nulidad de dos normas que reformularon el cálculo de las tasas retributivas que deben asumir las empresas de servicios públicos domiciliarios por vertimientos de agua específicos.

Estas disposiciones daban lugar a una disminución en los costos de la tasa, con el fin de que las empresas contaran con un margen de acción más amplio para asumir obligaciones de reconexión del servicio, realizar obras para mejorar el abastecimiento de agua potable y, en general, garantizar que los usuarios contaran con los instrumentos necesarios para mantener las medidas de aseo personal requeridas para prevenir el contagio del virus. 

Para el Consejo de Estado, la disminución del cobro afecta el cumplimiento de los deberes de las autoridades ambientales frente a la protección de las fuentes hídricas. El fallo señala que, mientras que estas entidades dejan de recaudar más de 17.000 millones por la aplicación de este mandato, no se observa de qué manera la liberación de los recursos a favor de los prestadores del servicio puede contribuir a la mitigación del impacto negativo de la pandemia.

Esta determinación también tiene efectos retroactivos, lo que implica que el cobro de la tasa a las empresas cuyo destinatario son las autoridades ambientales debe liquidarse con base en la regulación establecida por regla general, contenida en el Decreto Único Reglamentario del Sector Ambiente y Desarrollo Sostenible, y no de acuerdo a la fórmula fijada tras la emergencia sanitaria para disminuir costos a las prestadoras de servicios públicos.

Reducción de términos para el trámite de concesión de aguas

Finalmente, se condicionó la medida que permitía reducir a una tercera parte los términos previstos para el trámite de las solicitudes de concesión de aguas superficiales. La regla general que operaba antes de la pandemia contemplaba un término de 55 días hábiles, a partir de la admisión de la solicitud,  y  de 25 en los eventos que no se requiriera el decreto y práctica de pruebas.

El fallo señala que la norma no precisa exactamente el nuevo término, pero que, de la lectura de la disposición, se calcula en 18,3 días; al desconocerse con precisión el plazo legal, dice el fallo, se podría ver afectado el principio de contradicción y de defensa en estos procesos administrativos.

Sin embargo, el Consejo de Estado advirtió que la reducción en los términos para otorgar la concesión no violaría derechos fundamentales, siempre que se garantice el principio de desarrollo sostenible.

Para el Consejo de Estado, este reajuste en los plazos no afecta los 10 días que debe durar la fijación del aviso con los datos de la visita ocular que integra el trámite, según las reglas prepandemia, ni el de 30 días previsto para la práctica de pruebas. Luego, la reducción de términos a una tercera parte solo debe ser aplicable a la etapa del procedimiento administrativo cuyo trámite compete a las autoridades ambientales.

Así las cosas, la etapa final, en la que se expide el acto administrativo que se pronuncia sobre la oposición u oposiciones, si las hubiere, y que decide si procede o no otorgar la concesión acuífera, será de 5 y no de 15 días hábiles, mientras dure la emergencia sanitaria.

El Consejo de Estado estableció que las concesiones que ya fueron tramitadas sin tener en cuenta estos condicionamientos conservarán efectos jurídicos, pero los procesos en curso a la fecha de expedición de esta sentencia deben acogerse a ellos.

En julio de 2020 se inició la perforación de 2 pozos de exploración y 6 pozos de desarrollo en Colombia, para un total en lo que va del año de 14 pozos exploratorios y 171 de desarrollo.

26 de agosto de 2020.   En julio de 2020 la producción comercializada de gas natural fue de 932,5 millones de pies cúbicos por día (mpcd), lo que significa una reducción del 14,9% frente a lo registrado en junio de este año (1.096 mpcd). En comparación con julio de 2019 (1.043 mpcpd), la producción tuvo una disminución del 10,5%.

El Ministerio de Minas y Energía informó que la disminución en la producción de gas natural durante julio se debió principalmente al mantenimiento programado en los campos Floreña y Floreña Mirador, a problemas mecánicos en los campos Pauto Sur y Floreña (Yopal, Casanare) en los últimos días del mes y a variaciones en la demanda.

En los primeros siete meses de 2020 la producción de gas en Colombia registró una disminución de 2,44%, llegando a 1.016 mpcpd, frente a los 1.041 mpcpd reportados en el mismo periodo de 2019.

Producción de petróleo

En cuanto a la producción de petróleo, el Minenergía informó que en julio fue de 734.987 barriles promedio día (bpd), los cuales representan un leve aumento del 0,7% frente a los datos reportados en junio pasado (729.905 bpd). Con respecto a la producción de julio de 2019 (868.745 bpd), se presentó una disminución del 15,4%.

El incremento en la producción de petróleo durante julio se debió, principalmente, al desarrollo y optimización de los campos Rubiales (Puerto Gaitán, Meta), Chichimene (Acacías, Meta), Jacana (Villanueva, Casanare), Túa (Tauramena, Casanare), y a la reactivación de los campos Hamaca (Puerto Gaitán, Meta), Copa (San Luis de Palenque, Casanare) y Rumba (Aguazul, Casanare).

A julio de 2020, la producción de petróleo alcanzó 801.792 barriles promedio día, lo que muestra una reducción del 9,81% frente al mismo periodo de 2019, cuando se tuvo una producción de 888.967 barriles día.

Finalmente, en julio de 2020 se inició la perforación de 2 pozos de exploración y 6 pozos de desarrollo en Colombia, para un total en lo que va del año de 14 pozos exploratorios y 171 de desarrollo.

Hay una oportunidad para avanzar en los proyectos que podrían reactivar y dinamizar las inversiones del sector oil & gas y las economías regionales. El balance para la industria, en los primeros dos años del Gobierno Duque, es positivo.

24 de agosto de 2020.    Con una posible llegada del fin del aislamiento preventivo obligatorio a nivel nacional, la industria colombiana del petróleo y gas, representada en la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), manifiestó su compromiso con la reactivación económica del país a través de la inversión extranjera directa, el abastecimiento de combustibles, la generación de recursos de regalías, derechos económicos e impuestos, y de oportunidades laborales y encadenamientos productivos en las regiones de operación.

Asimismo, señaló su interés en trabajar con las autoridades en las distintas regiones para asegurar la recuperación de la actividad económica y minimizar riesgos sanitarios.

“Las empresas privadas en Colombia están listas para invertir cerca de 715 millones de dólares en 2020 como parte de los recursos para el proceso de reactivación. Sabemos del potencial que tiene el país en petróleo y gas natural en tierra firme, costa afuera y Yacimientos No Convencionales (YNC), entre otros, que podrán ser fuente de generación de ingresos y dinamismo económico a nivel nacional y regional”, afirmó Francisco José Lloreda Mera, presidente Ejecutivo de la ACP.

De acuerdo con el Marco Fiscal de Mediano Plazo de 2019, el promedio de los ingresos provenientes del sector, solo entre el 2011 y el 2018, corresponde al 20% de los ingresos corrientes del Gobierno Nacional, adicionales a los cerca de 4 billones de pesos al año por impuestos nacionales a los combustibles, “de ahí la importancia de mantener ese ingreso estable, que es clave para las inversiones que el país necesita ejecutar para la reactivación económica después de la crisis”, agregó Lloreda Mera.

En este sentido, y con el fin de viabilizar las operaciones del sector que le inyectarían recursos a la economía nacional, se requiere trabajar en algunas medidas como ajustar las tarifas de gasoductos para llevar de manera competitiva el gas natural desde la costa Caribe hasta el interior y occidente del país; culminar la regulación técnica y ambiental para el desarrollo de los proyectos exploratorios offshore en 2021, avanzar en los proyectos piloto en YNC, fomentar la competencia en el mercado de combustibles, revisar los costos de transporte de petróleo, fortalecer la prevención y atención a la conflictividad social en las regiones, garantizar la seguridad jurídica en procesos de Consulta Previa, y asegurar procesos de licenciamiento ambiental efectivos y eficientes, entre otras acciones que crean las condiciones para un ambiente positivo de inversión.

Balance positivo tras dos años de Gobierno

Con motivo de los primeros dos años de gobierno del presidente Iván Duque Márquez, la ACP hizo un balance de este periodo y destaca algunas de las medidas implementadas que han tenido un impacto positivo para la industria.

Se resaltan, entre otras, las de carácter regulatorio de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), que permitieron reactivar la asignación de nuevas áreas y suscripción de contratos; la Minuta contractual expedida por la ANH, que dio un nuevo aire a las inversiones offshore; la convocatoria de una Comisión de Expertos para yacimientos no convencionales, la reforma del Sistema General de Regalías y el impulso a la Estrategia Territorial de Hidrocarburos para prevenir y atender la conflictividad social.

Como resultado de esas acciones, durante este periodo se suscribieron 25 contratos en tierra firme, seis en costa afuera y la inversión E&P entre 2018 y 2019 aumentó 54% vs 2016 – 2017.

Asimismo, se registró un incremento en la participación del gas natural (de 10% de inversión en exploración con foco en gas en 2017 al 20% en 2018 y 2019); la recuperación en la producción de petróleo; el aumento en ventas de gasolina, diésel y jet; y precios de los combustibles cercanos a los internacionales, con posibilidad de ir abriendo mayor competencia en la importación, entre otros logros.

“El Gobierno nacional encontró una industria en lenta recuperación, luego de la crisis de precios de 2015, y le apostó a la diversificación de fuentes de energía y al incremento de reservas de petróleo y gas. Pese a esta crisis de 2020, de caída en la demanda y bajos precios, confiamos en que las decisiones tomadas en estos dos años y las adicionales que se han propuesto al Gobierno Nacional, contribuyan a la recuperación del sector y del país en el corto y mediano plazo”, puntualizó Lloreda.

Los estados financieros de Promigas al 30 de junio de 2020 reflejan un EBITDA acumulado para el primer semestre de $500.337 millones y una utilidad neta de $423.809 millones. Ambas cifras son superiores en 14% y 6%, respectivamente, frente al mismo período de 2019.  

24 de agosto de 2020.   Promigas y sus empresas no han sido ajenas a los efectos de la pandemia, sin embargo, los buenos resultados entregados en el primer trimestre del año han contribuido para solventar los impactos generados en el segundo trimestre por la actual coyuntura, en el cual se evidenciaron disminuciones en el consumo y deterioro en la cartera, entre otros efectos negativos generados por la misma. 

Lo anterior, sumado a los descuentos y diferimiento de facturas para el pago de los servicios de gas y energía eléctrica de sus clientes, influyó para que el EBITDA y la Utilidad Neta de la compañía disminuyeran en el segundo trimestre del 2020 un 11% y 31% ,respectivamente, al compararlos con el mismo periodo de 2019. 

A pesar de estas dificultades, los Estados Financieros de Promigas al 30 de junio de 2020, reflejan un EBITDA acumulado para el primer semestre de $500.337 millones y una utilidad neta de $423.809 millones. Ambas cifras son superiores en 14% y 6%, respectivamente, frente a las registradas en el mismo período de 2019.  

El EBITDA reportado -que presentó una ejecución del 99% % sobre la meta-
recoge los resultados de las operaciones propias de Promigas más el método de participación en las utilidades de las compañías filiales dedicadas al transporte, distribución y regasificación de gas natural y distribución de energía eléctrica, sumando un grupo de 3.319 colaboradores en Colombia y Perú, durante la parte más compleja de la crisis global de la Covid-19. 

“A pesar de enfrentar una de las crisis más fuertes para la economía mundial desde la Gran Depresión, al finalizar el segundo trimestre logramos una Utilidad Neta acumulada del 96% frente a lo presupuestado. También le cumplimos al país gracias al rol clave de SPEC, nuestra terminal de regasificación, evitando un racionamiento eléctrico en plena pandemia, al suministrar gas natural a las plantas térmicas, toda vez que el nivel de embalses llegó al 32%, el más bajo en los últimos 20 años en Colombia”, aseguró Eric Flesch, presidente de Promigas. 

En el primer semestre de 2020 la terminal de regasificación contribuyó para que la generación térmica a gas aportara hasta un 22% de la demanda de energía nacional, con la entrega de más de 10.000 millones de pies cúbicos a las principales plantas térmicas del país y el recibo de más de 547.000 m3 de gas natural licuado (GNL) a través de 12 buques metaneros proveniente de diferentes partes del mundo. 

En materia de transporte de gas natural, Promigas transportó el 50% del volumen en Colombia durante la primera mitad de 2020, en total 470 Mpcd. En materia de distribución de gas natural, conectó 90 mil nuevos usuarios, para un total de 4,85 millones de usuarios atendidos en Colombia y Perú, lo que representa un incremento del 7% para el primer semestre.  

Con respecto a la demanda de energía eléctrica, la filial Compañía Energética de Occidente (CEO) alcanzó 485 GWh al cierre del semestre. 

En el mercado peruano, la organización consolidó su rol de liderazgo en el sector al concretar la adquisición del 100% de Gas Comprimido del Perú (Gascop), empresa pionera en la comercialización de gas natural para el mercado industrial y vehicular en el norte del país, con una inversión de US$ 22,8 millones ($85 mil millones de pesos).

Adicionalmente, Promigas logró un aumento del 113% en la distribución de gas natural con la filial Quavii, debido a la creciente demanda del sector pesquero. Por su parte Cálidda, distribuidora que atiende los mercados de Lima y Callao, alcanzó una cobertura del 89% con 987.938 usuarios.  

Otro logro durante el segundo trimestre fue la culminación del Plan Estratégico Corporativo que se trabajó en compañía del consultor internacional Bain & Co, el cual tiene como objetivo incrementar el valor a accionistas, apalancándose en la experiencia como empresa líder y sostenible en Colombia y Perú y en la exploración de oportunidades en nuevos mercados. 

Promigas también contrató durante este periodo de resultados, créditos por $1,3 billones, lo que le garantiza la disponibilidad de recursos para sus operaciones e inversiones durante 2020, y alcanzó una capitalización bursátil de $7,4 billones (USD$ 1,9 billones).

En el mismo trimestre, Fitch Ratings reafirmó la calificación AAA (Col) y F1+ (Col) con perspectiva estable para Surtigas y Gases de Occidente. La calificación nacional AAA es la máxima asignada en la escala del país a emisores con la expectativa más baja de riesgo de incumplimiento en relación con los demás emisores. 

En materia de sostenibilidad, Promigas fue reconocida por Pacto Global por sus buenas prácticas de Desarrollo Sostenible a través del proyecto «Bosque Seco Tropical, un reto para la conservación de la biodiversidad”.  Así mismo fue seleccionada entre las 10 mejores empresas con mejor índice en inversión social privada. También, la filial GdO fue merecedora del Premio Andesco a la Sostenibilidad en las categorías Eficiencia Energética y Entorno Social.  

En materia de Responsabilidad Social Corporativa, 226 familias ubicadas en corregimientos de Sahagún (Córdoba), con una inversión de $1.400 millones, recibieron el servicio de gas domiciliario; y avanzó además en el desarrollo de soluciones de gas natural licuado de bajo costo para uso residencial y comercial en alianza con CienTech y la Gobernación del Atlántico.  

Frente al Proyecto de Ley radicado en el Congreso de la República, que busca prohibir la técnica del fracturamiento hidráulico en Yacimientos No Convencionales (YNC), los profesionales del sector representados por la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (ACIPET), la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo (ACGGP) y la Asociación Colombiana de Ingenieros (ACIEM), presentaron las siguientes consideraciones:

14 de agosto de 2020.   Por más de 100 años, la industria de los hidrocarburos ha sido fuente de riqueza para el país. Las reservas de estos recursos son limitadas y privarse de las existencias en los YNC llevaría al país a la pérdida de autosuficiencia de petróleo y gas.

No olvidemos que la industria del petróleo contribuye de manera significativa a mejorar la calidad de vida de todos los colombianos, tanto de la presente como de las futuras generaciones. No se puede minimizar la importancia de un sector que, durante años ha sido el responsable del crecimiento de nuestra economía.

El proyecto de ley presentado por un grupo de honorables congresistas, es inconveniente y elimina la posibilidad de tomar decisiones basadas en la ciencia y la ingeniería.

Para determinar la viabilidad de la técnica del fracturamiento hidráulico en YNC es imperativo que los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII)se realicen en el país con todos los protocolos ya establecidos por el Gobierno Nacional. Esta es la única manera de reunir la mayor información técnica y científica sobre una eventual exploración y explotación comercial de petróleo y gas.

La estigmatización que se ha dado a la industria de los hidrocarburos, y de manera especial sobre los YNC, está basada en razones que se superaron hace más de dos décadas, a través del desarrollo de tecnologías seguras y limpias de mínimo impacto, las cuales se aplican en las operaciones y permiten decir con toda certeza que esta industria es quizás la de mayor responsabilidad con la seguridad y el medio ambiente en todos los sectores de la economía, a través de la aplicación permanente de altos estándares técnicos, de calidad, seguridad, salud y medio ambiente (HSEQ).

Las agremiaciones firmantes que representan a los profesionales colombianos hacemos un llamado a apoyarnos en la ciencia y el conocimiento técnico, para contar con los insumos necesarios en la toma de decisiones tan importantes para el futuro del país y del bien común de todos los colombianos.

Invitamos a que todos los actores responsables de las decisiones que afectan el futuro de estos recursos vitales de la Nación permitan el consejo profesional, ético y transparente que, con base en la ciencia, el conocimiento y la experiencia, podemos ofrecer desde las agremiaciones de profesionales que representamos, para acompañar y enriquecer sus ideas respecto de este tema tan importante.

Consideramos que por el bien del país debemos buscar entre todos, con base en conceptos técnicos y científicos validados en nuestra realidad, el desarrollo armónico y sostenible de los YNC protegiendo el medio ambiente, las comunidades y la economía del país.

Esto puede lograrse mediante la realización de los Proyectos Piloto de Investigación Integral, en donde, a través de un proceso medible, participativo y transparente, se podrán evaluar todas las variables que califiquen la conveniencia para el país.

Los gremios de profesionales del sector seremos garantes de este proceso y seremos los primeros en rechazarlos si consideramos que la explotación de estos recursos lesiona cualquiera de los elementos que potencialmente se pudieran afectar con su aplicación, o si no genera beneficios al país. Es nuestra responsabilidad ética y profesional.

El país ha dado los pasos necesarios para adelantar las etapas que se han definido acertadamente por la Comisión de Expertos y acatadas por el Gobierno Nacional para el desarrollo de los PPII, y las razones infundadas por los detractores de la industria petrolera, quienes pretenden de manera mediática generar temores injustificados, tienen únicamente el asidero que les da el influenciar a la comunidad y a sus dirigentes aprovechando el desconocimiento de temas tan especializados.

En esta materia tan delicada es necesario escuchar a la comunidad científica, que hoy está capacitada para transmitir su conocimiento en un lenguaje comprensible, y está abierta a escuchar los temores, dudas y preguntas legítimas de todos los interesados.

La importancia de esta decisión radica en que se está definiendo el futuro de nuestros descendientes, el país no aguanta tener que importar hidrocarburos costosos con el impacto altamente negativo sobre la economía. La industria petrolera colombiana ha permitido, a través de sus ingresos a la Nación, elevar la calidad de vida de los habitantes y propender por un país en crecimiento constante.

De la mano de todos tenemos la oportunidad de seguir enfocando esos recursos hacia el desarrollo sostenible de nuestras comunidades, de sus territorios y del país en general. La industria petrolera puede y debe convivir con cada uno de los renglones productivos que se puedan desarrollar responsablemente.

2020 pasará la historia no solo como el año del Gran Confinamiento, sino como uno de los peores años de la industria petrolera de Colombia.

13 de agosto de 2020.   Aunque se espera un leve repunte en el remate de año, las cifras en el sector de oil and gas son desalentadoras para 2020, uno de los peores años en la historia de la industria.

Así lo reflejan las cifras presentadas por la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol), en su libro ‘Reactivación y competitividad en la pandemia’.

El doble choque ocasionado por la pandemia de la Covid-19 y el desplome en la demanda mundial de crudo llevó a que los precios del Brent pasaran de un promedio de 64 dólares el barril en 2109 a 43 dólares en 2020.

Como consecuencia, la exploración y la producción en el país se redujeron a mínimos históricos. De un promedio de 119 pozos perforados por año en el período 2010-2014, en los primeros ocho meses de 2020 apenas se habían perforado 8 pozos.

La producción de crudo también se contrajo en 150.000 barriles equivalentes por día (bepd), al pasar de un promedio de 880.000 bepd en 2019 a 730.000 bepd en 2020, un descenso del 17%.

En términos de sísmica, con corte a junio de 2020, se llevaba un acumulado de solo 161 km², frente a los 1.107 km² reportados en el mismo periodo de 2019.

Por su parte, la producción fiscalizada de gas natural se redujo en 15%, al pasar de un promedio de 2.100 millones de pies cúbicos diarios (Mpcd) en 2019 a un promedio de 1.900 Mpcd en 2020.     

Así las cosas, las empresas de bienes y servicios petroleros manifestaron que su actividad se ha visto reducida en un 50% durante el año, con un ingrediente desalentador, pues la conflictividad social aumentó en 37% durante la pandemia, especialmente en los departamentos de Meta y Casanare.

Campetrol espera que la recuperación será lenta pero progresiva en los próximos años, con precios promedio del Brent de 43 dólares para 2020, 58 dólares para 2021 y 68 dólares para 2022.

Otro factor preocupante es que la actual reducción de la actividad exploratoria llevará a una situación crítica del país en materia de reservas, obligando a importar gas natural a partir de 2024.

Las esperanzas están puestas en los yacimientos no convencionales y en el off shore, pero estas son actividades que toman varios años para su desarrollo.

En consecuencia, Campetrol hace una serie de recomendaciones de política para reactivar el sector petrolero, entre ellas abrir líneas de crédito blandas, pues los alivios financieros anunciados por el Gobierno no han llegado a este segmento de la economía, y reducir el government take, el más alto de la región, pues mientras el promedio de Colombia en 2019 fue de 65%, el promedio ponderado de los países de latinoamericanos es de 55%.

Definitivamente, 2020 será recordado como el año del Gran Confinamiento, pero también como al año que quiere olvidar la industria colombiana de oil and gas.